EA039489B1 - Boring apparatus and method - Google Patents

Boring apparatus and method Download PDF

Info

Publication number
EA039489B1
EA039489B1 EA201891605A EA201891605A EA039489B1 EA 039489 B1 EA039489 B1 EA 039489B1 EA 201891605 A EA201891605 A EA 201891605A EA 201891605 A EA201891605 A EA 201891605A EA 039489 B1 EA039489 B1 EA 039489B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
bit
rolling elements
radial cam
cam surface
radial
Prior art date
Application number
EA201891605A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
EA201891605A1 (en
Inventor
Гунтер ХХ Фон Гинц-Рековски
Майкл В. Уильямс
Original Assignee
АШМИН ХОЛДИНГ ЭлЭлСи
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Priority claimed from US15/008,071 external-priority patent/US9976354B2/en
Application filed by АШМИН ХОЛДИНГ ЭлЭлСи filed Critical АШМИН ХОЛДИНГ ЭлЭлСи
Publication of EA201891605A1 publication Critical patent/EA201891605A1/en
Publication of EA039489B1 publication Critical patent/EA039489B1/en

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B10/00—Drill bits
    • E21B10/26—Drill bits with leading portion, i.e. drill bits with a pilot cutter; Drill bits for enlarging the borehole, e.g. reamers
    • E21B10/28—Drill bits with leading portion, i.e. drill bits with a pilot cutter; Drill bits for enlarging the borehole, e.g. reamers with non-expansible roller cutters
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B10/00—Drill bits
    • E21B10/26—Drill bits with leading portion, i.e. drill bits with a pilot cutter; Drill bits for enlarging the borehole, e.g. reamers
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B10/00—Drill bits
    • E21B10/36—Percussion drill bits
    • E21B10/40—Percussion drill bits with leading portion
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B4/00—Drives for drilling, used in the borehole
    • E21B4/06—Down-hole impacting means, e.g. hammers
    • E21B4/10—Down-hole impacting means, e.g. hammers continuous unidirectional rotary motion of shaft or drilling pipe effecting consecutive impacts
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)

Abstract

A boring apparatus includes an upper member and a bit body configured to rotate relative to a pilot bit. A first end of the upper member is connected to a workstring. An inner cavity of the upper member includes a first radial cam surface. A first end of the bit body is connected to a second end of the upper member such that the bit body rotates with the upper member. A second end of the bit body includes a working face. The pilot bit includes a first end disposed within the inner cavity of the upper member, and includes a second radial cam surface configured to cooperate with the first radial cam surface to deliver a hammering force. The pilot bit extends through a central bore of the bit body, and includes an engaging surface on its second end configured to engage a formation surrounding the wellbore.

Description

Уровень техникиState of the art

Настоящее изобретение относится к буровому устройству и способу. В частности, но без ограничения этим, настоящее изобретение относится к буровому долоту и способу бурения скважин.The present invention relates to a drilling device and method. In particular, but without limitation, the present invention relates to a drill bit and a method for drilling wells.

Буровые долота применяют для бурения подземных скважин. При бурении ствола скважины оператор стремится бурить скважину эффективно, безопасно и экономично. Буровые долота требуются для бурения прямых скважин, наклонно-направленных скважин, горизонтальных скважин, многоствольных скважин и т.д. Различные буровое долота предложены за много лет, в том числе шарошечные долота и долота с поликристаллическими алмазными вставками.Drill bits are used for drilling underground wells. When drilling a wellbore, the operator seeks to drill the well efficiently, safely and economically. Drill bits are required for drilling straight wells, directional wells, horizontal wells, multilateral wells, etc. Various drill bits have been offered over the years, including cone bits and PDC bits.

Раскрытие изобретенияDisclosure of invention

В одном варианте осуществления раскрыто устройство, которое включает в себя вращающуюся часть, имеющую первую радиальную поверхность с первым кольцевым профилем; не вращающуюся часть, имеющую вторую радиальную поверхность со вторым кольцевым профилем; кожух, установленный вокруг первой и второй радиальных поверхностей; и одно или более тел качения, установленных между и в контакте с первой и второй радиальными поверхностями для перемещения не вращающейся части в осевом направлении при вращении вращающейся части. Каждое тело качения перемещается на 360° по кольцевому пути относительно первой радиальной поверхности и 360° по кольцевому пути относительно второй радиальной поверхности. Вращающаяся часть вращается на угол больше 360° относительно не вращающейся части. Первый кольцевой профиль может включать в себя суженную часть, которая может включать в себя волнообразный профиль. Второй кольцевой профиль может включать в себя суженную часть, которая может включать в себя волнообразный профиль. Каждое из тел качения может включать в себя сферическую наружную поверхность. В одном варианте осуществления устройство может включать в себя два тела качения в контакте друг с другом и с каждым телом качения, имеющим диаметр, равный половине внутреннего диаметра кожуха. В другом варианте осуществления устройство может включать в себя три или более тел качения с каждым телом качения в контакте с двумя смежными телами качения. В другом варианте осуществления устройство может включать в себя два или более тел качения и направляющий элемент, который установлен между первой и второй радиальными поверхностями для удержания тел качения в фиксированном положении относительно друг друга.In one embodiment, a device is disclosed that includes a rotating part having a first radial surface with a first annular profile; a non-rotating part having a second radial surface with a second annular profile; a casing installed around the first and second radial surfaces; and one or more rolling elements installed between and in contact with the first and second radial surfaces to move the non-rotating part in the axial direction when the rotating part rotates. Each rolling element moves 360° along an annular path relative to the first radial surface and 360° along an annular path relative to the second radial surface. The rotating part rotates through an angle greater than 360° relative to the non-rotating part. The first annular profile may include a tapered portion, which may include a wavy profile. The second annular profile may include a tapered portion, which may include a wavy profile. Each of the rolling elements may include a spherical outer surface. In one embodiment, the device may include two rolling elements in contact with each other and with each rolling element having a diameter equal to half the inner diameter of the casing. In another embodiment, the device may include three or more rolling elements with each rolling element in contact with two adjacent rolling elements. In another embodiment, the device may include two or more rolling elements and a guide element that is installed between the first and second radial surfaces to hold the rolling elements in a fixed position relative to each other.

В другом варианте осуществления раскрыто устройство, которое включает в себя первую вращающуюся часть, имеющую первую радиальную поверхность с первым кольцевым профилем; вторую вращающуюся часть, имеющую вторую радиальную поверхность со вторым кольцевым профилем; кожух, установленный вокруг первой и второй радиальных поверхностей; и одно или более тел качения, установленных между и в контакте с первой и второй радиальными поверхностями для перемещения второй вращающейся части в осевом направлении при вращении первой вращающейся части. Вторая вращающаяся часть вращается со скоростью, отличающейся от скорости вращения первой вращающейся части. Альтернативно, первая и вторая вращающиеся части вращаются в противоположных направлениях. Каждое тело качения перемещается на 360° по кольцевому пути относительно первой радиальной поверхности и на 360° по кольцевому пути относительно второй радиальной поверхности. Первая вращающаяся часть вращается на угол больше 360° относительно второй вращающейся части. Первый кольцевой профиль может включать в себя суженную часть, которая может включать в себя волнообразный профиль. Второй кольцевой профиль может включать в себя суженную часть, которая может включать в себя волнообразный профиль. Каждое из тел качения может включать в себя сферическую наружную поверхность. В одном варианте осуществления устройство может включать в себя два тела качения в контакте друг с другом и с каждым с диаметром, равным половине внутреннего диаметра кожуха. В другом варианте осуществления устройство может включать в себя три или более тел качения с каждым телом качения в контакте с двумя смежными телами качения. В другом варианте осуществления устройство может включать в себя два или более тел качения и направляющий элемент, который установлен между первой и второй радиальными поверхностями для удержания тел качения в фиксированном положении относительно друг друга.In another embodiment, a device is disclosed that includes a first rotating part having a first radial surface with a first annular profile; a second rotating part having a second radial surface with a second annular profile; a casing installed around the first and second radial surfaces; and one or more rolling elements installed between and in contact with the first and second radial surfaces to move the second rotating part in the axial direction when the first rotating part rotates. The second rotating part rotates at a different speed than the first rotating part. Alternatively, the first and second rotating parts rotate in opposite directions. Each rolling element moves 360° along an annular path relative to the first radial surface and 360° along an annular path relative to the second radial surface. The first rotating part rotates through an angle greater than 360° relative to the second rotating part. The first annular profile may include a tapered portion, which may include a wavy profile. The second annular profile may include a tapered portion, which may include a wavy profile. Each of the rolling elements may include a spherical outer surface. In one embodiment, the device may include two rolling elements in contact with each other and each with a diameter equal to half the internal diameter of the casing. In another embodiment, the device may include three or more rolling elements with each rolling element in contact with two adjacent rolling elements. In another embodiment, the device may include two or more rolling elements and a guide element that is installed between the first and second radial surfaces to hold the rolling elements in a fixed position relative to each other.

В другом варианте осуществления раскрыто устройство для бурения скважины, где устройство соединено с рабочей колонной. Устройство включает в себя корпус долота, имеющий первый конец, внутреннюю полость и второй конец, с первым концом, соединенным с рабочей колонной, выполненным с возможностью подачи вращательного усилия на корпус долота. Внутренняя полость содержит профиль с первой радиальной кулачковой поверхностью. Второй конец корпуса долота включает в себя рабочую поверхность, содержащую режущий элемент. Устройство также включает в себя пилотное долото, соединенное с возможностью вращения во внутренней полости корпуса долота. Пилотное долото проходит от рабочей поверхности. Пилотное долото включает в себя первый конец и второй конец. Первый конец пилотного долота имеет вторую радиальную кулачковую поверхность, функционально выполненную сIn another embodiment, a well drilling device is disclosed, where the device is connected to a workstring. The device includes a bit body having a first end, an internal cavity and a second end, with the first end connected to the working string, configured to apply a rotational force to the bit body. The inner cavity contains a profile with a first radial cam surface. The second end of the bit body includes a working surface containing a cutting element. The device also includes a pilot bit rotatably connected in the internal cavity of the bit body. The pilot bit extends from the working surface. The pilot bit includes a first end and a second end. The first end of the pilot bit has a second radial cam surface, functionally made with

- 1 039489 возможностью взаимодействия с первой радиальной кулачковой поверхностью для подачи ударного усилия. Второй конец пилотного долота включает в себя взаимодействующую поверхность, выполненную с возможностью взаимодействия с пластом, окружающим ствол скважины. Корпус долота вращается со скоростью, отличающейся от скорости пилотного долота. Первая радиальная кулачковая поверхность может включать в себя наклонный участок и вертикальный участок. Вторая радиальная кулачковая поверхность может включать в себя наклонный участок и вертикальный участок. Взаимодействующая поверхность может включать в себя эксцентричную коническую поверхность. Альтернативно, взаимодействующая поверхность может включать в себя обрубленную поверхность. Рабочая колонна может содержать гидравлический забойный двигатель для подачи вращательного усилия. Устройство может дополнительно включать в себя удерживающий элемент, функционально связанный с пилотным долотом для удержания пилотного долота во внутренней полости. Рабочая колонна может быть собранной из труб бурильной колонной или колонной из гибкой насосно-компрессорной трубы. Устройство может дополнительно включать в себя одно или более тел качения, установленных между и в контакте с первой и второй радиальными кулачковыми поверхностями. Каждое из тел качения может иметь сферическую наружную поверхность. Устройство может включать в себя два тела качения в контакте друг с другом, где диаметр каждого из тел качения равен половине внутреннего диаметра внутренней полости. Устройство может включать в себя три или более тел качения с каждым из тел качения в контакте с двумя смежными телами качения. Устройство может включать в себя два или более тел качения и направляющий элемент, который установлен между первой и второй радиальными кулачковыми поверхностями для удержания тел качения в фиксированном положении относительно друг друга.- 1 039489 the possibility of interaction with the first radial cam surface for applying impact force. The second end of the pilot bit includes an interaction surface configured to interact with the formation surrounding the wellbore. The bit body rotates at a different speed than the pilot bit. The first radial cam surface may include an inclined portion and a vertical portion. The second radial cam surface may include an inclined portion and a vertical portion. The interaction surface may include an eccentric conical surface. Alternatively, the interaction surface may include a stub surface. The workstring may include a hydraulic downhole motor to supply rotational force. The device may further include a retaining member operatively associated with the pilot bit to retain the pilot bit in the interior cavity. The work string may be a tubular drill string or a coiled tubing string. The device may further include one or more rolling elements installed between and in contact with the first and second radial cam surfaces. Each of the rolling elements may have a spherical outer surface. The device may include two rolling elements in contact with each other, where the diameter of each of the rolling elements is equal to half the internal diameter of the internal cavity. The device may include three or more rolling elements with each of the rolling elements in contact with two adjacent rolling elements. The device may include two or more rolling elements and a guide element that is installed between the first and second radial cam surfaces to hold the rolling elements in a fixed position relative to each other.

Также раскрыт способ бурения ствола скважины. Способ включает в себя обеспечение устройства в виде долота в стволе скважины, причем устройство в виде долота содержит корпус долота, имеющий первый конец, внутреннюю полость и второй конец, с первым концом, соединенным с рабочей колонной, выполненным с возможностью подачи вращательного усилия на корпус долота; внутреннюю полость, содержащую профиль с первой радиальной кулачковой поверхностью; второй конец включающий в себя рабочую поверхность, содержащую режущий элемент; устройство также включает в себя выступающий элемент, соединенный с возможностью вращения во внутренней полости корпуса долота и проходящий от рабочей поверхности; причем выступающий элемент включает в себя первый конец и второй конец, с первым концом, имеющим вторую радиальную кулачковую поверхность, и вторым концом, имеющим взаимодействующую поверхность. Способ дополнительно включает в себя спуск устройства в виде долота в ствол скважины, ввод в контакт режущего элемента рабочей поверхности с поверхностью контакта коллектора, вращение корпуса долота относительно выступающего элемента, взаимодействие взаимодействующей поверхности выступающего элемента с поверхностью контакта коллектора в стволе скважины, и соударение второй радиальной кулачковой поверхности с первой радиальной кулачковой поверхностью так, что ударное усилие подается на режущий элемент и взаимодействующую поверхность во время бурения ствола скважины. В одном варианте осуществления первая радиальная кулачковая поверхность содержит наклонный участок и вертикальный участок и вторая радиальная кулачковая поверхность содержит наклонный участок и вертикальный участок. Рабочая колонна может содержать гидравлический забойный двигатель для подачи вращательного усилия. Рабочая колонна может быть собранной из труб бурильной колонной, эксплуатационной колонной или колонной из гибкой насоснокомпрессорной трубы. Дополнительно, взаимодействующая поверхность может быть эксцентричной конической поверхностью или обрубленной поверхностью. Выступающий элемент может вращаться вследствие сил трения, связанных с вращением корпуса долота, со скоростью вращения выступающего элемента, отличающейся от скорости вращения корпуса долота. Устройство в виде долота может также включать в себя одно или более тел качения, установленных между и в контакте с первой и второй радиальными кулачковыми поверхностями, и способ может включать в себя соударение второй радиальной кулачковой поверхности с первой радиальной кулачковой поверхностью через тела качения. Каждое из тел качения может включать в себя сферическую наружную поверхность.A method for drilling a wellbore is also disclosed. The method includes providing a bit device in a wellbore, the bit device comprising a bit body having a first end, an internal cavity, and a second end, with a first end connected to a workstring configured to apply a rotational force to the bit body ; an internal cavity containing a profile with a first radial Cam surface; the second end includes a working surface containing a cutting element; the device also includes a protruding element rotatably connected in the internal cavity of the body of the bit and extending from the working surface; wherein the protruding member includes a first end and a second end, with a first end having a second radial cam surface and a second end having an engagement surface. The method further includes lowering the device in the form of a bit into the wellbore, bringing the cutting element of the working surface into contact with the contact surface of the reservoir, rotating the body of the bit relative to the protruding element, interacting the interacting surface of the protruding element with the contact surface of the collector in the wellbore, and colliding the second radial a cam surface with a first radial cam surface so that an impact force is applied to the cutting element and the interaction surface during drilling of the wellbore. In one embodiment, the first radial cam surface comprises an inclined portion and a vertical portion, and the second radial cam surface comprises an inclined portion and a vertical portion. The workstring may include a hydraulic downhole motor to supply rotational force. The work string may be a tubular drill string, a production string, or a coiled tubing string. Additionally, the engagement surface may be an eccentric conical surface or a stub surface. The protruding element may rotate due to frictional forces associated with the rotation of the body of the bit, with a rotation speed of the protruding element that differs from the speed of rotation of the body of the bit. The chisel device may also include one or more rolling elements positioned between and in contact with the first and second radial cam surfaces, and the method may include striking the second radial cam surface against the first radial cam surface through the rolling elements. Each of the rolling elements may include a spherical outer surface.

В другом варианте осуществления раскрыто устройство для бурения скважины, причем устройство соединено с рабочей колонной. Устройство включает в себя корпус долота, имеющий первый конец, внутреннюю полость и второй конец, с первым концом, соединенным с рабочей колонной, выполненным с возможностью подачи вращательного усилия на корпус долота.In another embodiment, a well drilling apparatus is disclosed, the apparatus being connected to a workstring. The device includes a bit body having a first end, an internal cavity and a second end, with the first end connected to the working string, configured to apply a rotational force to the bit body.

Внутренняя полость содержит профиль с ударником. Второй конец корпуса долота включает в себя рабочую поверхность, содержащую множество режущих элементов. Устройство также включает в себя выступающий элемент, соединенный с возможностью вращения во внутренней полости корпуса долота. Выступающий элемент проходит от рабочей поверхности. Выступающий элемент включает в себя первый конец и второй конец. Первый конец выступающего элемента содержит наковальню. Второй конец выступающего элемента содержит взаимодействующую поверхность, выполненную с возможностью взаимодействия с пластом, окружающим ствол скважины. Ударник функционально выполнен с возможностью подачи ударного усилия на наковальню. Корпус долота вращается относительно выступающего элемента. Рабочая колонна может содержать гидравлический забойный двигатель для подачи вращательного усилия. Ударник может включать в себя наклонный участок и вертикальный участок. НаковальняThe inner cavity contains a profile with a striker. The second end of the bit body includes a working surface containing a plurality of cutting elements. The device also includes a protruding element rotatably connected in the internal cavity of the body of the bit. The protruding element extends from the working surface. The protruding element includes a first end and a second end. The first end of the protruding element contains an anvil. The second end of the protruding element contains an interacting surface configured to interact with the formation surrounding the wellbore. The drummer is functionally made with the possibility of applying impact force to the anvil. The body of the bit rotates relative to the protruding element. The workstring may include a hydraulic downhole motor to supply rotational force. The striker may include an inclined portion and a vertical portion. Anvil

- 2 039489 может включать в себя наклонный участок и вертикальный участок. Альтернативно, профиль внутренней полости дополнительно включает в себя первую радиальную кулачковую поверхность, и первый конец выступающего элемента дополнительно включает в себя вторую радиальную кулачковую поверхность, выполненную с возможностью взаимодействия с первой радиальной кулачковой поверхностью. Устройство может дополнительно включать в себя удерживающий элемент, функционально связанный с выступающим элементом, для удержания выступающего элемента во внутренней полости. Взаимодействующая поверхность может включать в себя эксцентричную коническую поверхность или обрубленную поверхность. Рабочая колонна может быть собранной из труб бурильной колонной или колонной гибкой насосно-компрессорной трубы. Выступающий элемент может вращаться со скоростью, отличающейся от скорости вращения корпуса долота. Устройство может дополнительно включать в себя одно или более тел качения, установленных между и в контакте с ударником и наковальней. Каждое из тел качения может иметь сферическую наружную поверхность. Устройство может включать в себя два тела качения в контакте друг с другом, где диаметр каждого из тел качения равен половине внутреннего диаметра внутренней полости. Устройство может включать в себя три или более тел качения с каждым из тел качения в контакте с двумя смежными телами качения. Устройство может включать в себя два или более тел качения и направляющий элемент, который установлен между ударником и наковальней для удержания тел качения в фиксированном положении относительно друг друга.- 2 039489 may include an inclined section and a vertical section. Alternatively, the interior cavity profile further includes a first radial cam surface, and the first end of the protruding member further includes a second radial cam surface configured to engage with the first radial cam surface. The device may further include a retaining element operatively associated with the protruding element to hold the protruding element in the internal cavity. The engagement surface may include an eccentric conical surface or a stub surface. The work string may be a tubular drill string or coiled tubing string. The protruding element can rotate at a speed different from the speed of rotation of the body of the bit. The device may further include one or more rolling elements installed between and in contact with the striker and the anvil. Each of the rolling elements may have a spherical outer surface. The device may include two rolling elements in contact with each other, where the diameter of each of the rolling elements is equal to half the internal diameter of the internal cavity. The device may include three or more rolling elements with each of the rolling elements in contact with two adjacent rolling elements. The device may include two or more rolling elements and a guide element that is installed between the striker and the anvil to hold the rolling elements in a fixed position relative to each other.

В другом альтернативном варианте осуществления устройство для бурения ствола скважины включает в себя верхний элемент, корпус долота и пилотное долото. Верхний элемент включает в себя первый конец, внутреннюю полость и второй конец. Первый конец соединен с рабочей колонной, концентрически установленной в стволе скважины. Рабочая колонна выполнена с возможностью подачи вращательного усилия на верхний элемент. Внутренняя полость содержит профиль с первой радиальной кулачковой поверхностью. Корпус долота включает в себя первый конец, второй конец и центральный канал, проходящий от первого конца до второго конца. Первый конец корпуса долота функционально соединен со вторым концом верхнего элемента, при этом корпус долота выполнен с возможностью вращения с вращением верхнего элемента. Второй конец корпуса долота включает в себя рабочую поверхность, содержащую режущий элемент. Пилотное долото соединено с возможностью вращения во внутренней полости верхнего элемента и проходит через центральный канал корпуса долота за рабочую поверхность корпуса долота. Пилотное долото включает в себя первый конец и второй конец. Первый конец включает в себя вторую радиальную кулачковую поверхность, функционально выполненную с возможностью взаимодействия с первой радиальной кулачковой поверхностью для подачи ударного усилия. Второй конец пилотного долота включает в себя взаимодействующую поверхность, выполненную с возможностью взаимодействия с пластом, окружающим ствол скважины. Верхний элемент и корпус долота вращаются относительно пилотного долота. Первая радиальная кулачковая поверхность и вторая радиальная кулачковая поверхность могут каждая включать в себя наклонный участок и вертикальный участок. Взаимодействующая поверхность пилотного долота может включать в себя эксцентричную коническую поверхность или обрубленную поверхность. Устройство может дополнительно включать в себя удерживающий элемент, функционально связанный с пилотным долотом, для удержания пилотного долота во внутренней полости. Устройство может дополнительно включать в себя одно или более тел качения, установленных между и в контакте с первой радиальной кулачковой поверхностью и второй радиальной кулачковой поверхностью. Каждое из тел качения может включать в себя сферическую наружную поверхность. Устройство может включать в себя два тела качения в контакте друг с другом с диаметром каждого из тел качения, приблизительно равным половине внутреннего диаметра внутренней полости. Альтернативно, устройство может включать в себя три или более тел качения с каждым из тел качения в контакте с двумя смежными телами качения. В другой альтернативе устройство может включать в себя два или более тел качения и направляющий элемент с направляющим элементом, установленным между первой и второй радиальными кулачковыми поверхностями для удержания тел качения в фиксированном положении относительно друг друга. Рабочая колонна может содержать гидравлический забойный двигатель для подачи вращательного усилия. Рабочая колонна может быть собранной из труб бурильной колонной или колонной гибкой насосно-компрессорной труба.In another alternative embodiment, the wellbore drilling device includes a top member, a bit body, and a pilot bit. The top element includes a first end, an inner cavity and a second end. The first end is connected to a working string concentrically installed in the wellbore. The working string is made with the possibility of applying a rotational force to the upper element. The inner cavity contains a profile with a first radial cam surface. The bit body includes a first end, a second end, and a central channel extending from the first end to the second end. The first end of the body of the bit is functionally connected to the second end of the top element, while the body of the bit is rotatable with rotation of the top element. The second end of the bit body includes a working surface containing a cutting element. The pilot bit is rotatably connected in the inner cavity of the upper element and passes through the central channel of the bit body behind the working surface of the bit body. The pilot bit includes a first end and a second end. The first end includes a second radial cam surface operably configured to interact with the first radial cam surface to apply impact force. The second end of the pilot bit includes an interaction surface configured to interact with the formation surrounding the wellbore. The top element and bit body rotate relative to the pilot bit. The first radial cam surface and the second radial cam surface may each include an inclined portion and a vertical portion. The engagement surface of the pilot bit may include an eccentric conical surface or a stub surface. The device may further include a retainer operatively associated with the pilot bit to retain the pilot bit in the interior cavity. The device may further include one or more rolling elements installed between and in contact with the first radial cam surface and the second radial cam surface. Each of the rolling elements may include a spherical outer surface. The device may include two rolling elements in contact with each other with a diameter of each of the rolling elements approximately equal to half the inner diameter of the inner cavity. Alternatively, the device may include three or more rolling elements with each of the rolling elements in contact with two adjacent rolling elements. In another alternative, the device may include two or more rolling elements and a guide element with a guide element installed between the first and second radial cam surfaces to hold the rolling elements in a fixed position relative to each other. The workstring may include a hydraulic downhole motor to supply rotational force. The workstring may be a tubular drill string or a coiled tubing string.

В другом альтернативном варианте осуществления устройство для бурения ствола скважины включает в себя верхний элемент, корпус долота и выступающий элемент. Верхний элемент включает в себя первый конец, внутреннюю полость и второй конец. Первый конец соединен с рабочей колонной, концентрически установленной в стволе скважины. Рабочая колонна выполнена с возможностью подачи вращательного усилия на верхний элемент. Внутренняя полость содержит профиль с ударником. Корпус долота включает в себя первый конец, второй конец и центральный канал, проходящий от первого конца до второго конца. Первый конец корпуса долота функционально соединен со вторым концом верхнего элемента. Корпус долота выполнен с возможностью вращения с вращением верхнего элемента. Второй конец корпуса долота включает в себя рабочую поверхность, содержащую множество режущих элементов. Выступающий элемент соединен с возможностью вращения во внутренней полости верхнего элемента и проходит через центральный канал корпуса долота за рабочую поверхность корпуса долота. Выступающий элемент включает в себя первый конец и второй конец. Первый конец включает в себя накоIn another alternative embodiment, the wellbore drilling device includes a top member, a bit body, and a protruding member. The top element includes a first end, an inner cavity and a second end. The first end is connected to a working string concentrically installed in the wellbore. The working string is made with the possibility of applying a rotational force to the upper element. The inner cavity contains a profile with a striker. The bit body includes a first end, a second end and a central channel extending from the first end to the second end. The first end of the bit body is operatively connected to the second end of the top element. The body of the bit is made with the possibility of rotation with the rotation of the upper element. The second end of the bit body includes a working surface containing a plurality of cutting elements. The protruding element is rotatably connected in the inner cavity of the upper element and passes through the central channel of the bit body behind the working surface of the bit body. The protruding element includes a first end and a second end. The first end includes nako

- 3 039489 вальню, и второй конец включает в себя взаимодействующую поверхность, выполненную с возможностью взаимодействия с пластом, окружающим ствол скважины. Ударник верхнего элемента функционально выполнен с возможностью подачи ударного усилия на наковальню выступающего элемента. Верхний элемент и корпус долота вращаются относительно пилотного долота. И ударник, и наковальня могут включать в себя наклонный участок и вертикальный участок. Взаимодействующая поверхность выступающего элемента может включать в себя эксцентричную коническую поверхность или обрубленную поверхность. Профиль внутренней полости верхнего элемента может дополнительно включать в себя первую радиальную кулачковую поверхность, и первый конец выступающего элемента может дополнительно включать в себя вторую радиальную кулачковую поверхность, выполненную с возможностью взаимодействия с первой радиальной кулачковой поверхностью. Устройство может дополнительно включать в себя одно или более тел качения, установленных между и в контакте с ударником и наковальней. Рабочая колонна может содержать гидравлический забойный двигатель для подачи вращательного усилия. Устройство может дополнительно включать в себя удерживающий элемент, функционально связанный с выступающим элементом, для удержания выступающего элемента во внутренней полости. Рабочая колонна может быть собранной из труб бурильной колонной или колонной гибкой насоснокомпрессорной трубы. Выступающий элемент может вращаться со скоростью, отличающейся от скорости вращения верхнего элемента и корпуса долота. Каждое из тел качения может включать в себя сферическую наружную поверхность. Устройство может включать в себя два тела качения в контакте друг с другом с диаметром каждого из тел качения, приблизительно равным половине внутреннего диаметра внутренней полости. Альтернативно, устройство может включать в себя три или более тел качения, с каждым из тел качения в контакте с двумя смежными телами качения. В другой альтернативе, устройство включает в себя два или более тел качения и направляющий элемент, с направляющим элементом, установленным между ударником и наковальней для удержания тел качения в фиксированном положении относительно друг друга.- 3 039489 shaft, and the second end includes an interacting surface configured to interact with the formation surrounding the wellbore. The striker of the upper element is functionally configured to apply impact force to the anvil of the protruding element. The top element and bit body rotate relative to the pilot bit. Both the striker and the anvil may include an inclined portion and a vertical portion. The engagement surface of the protruding member may include an eccentric conical surface or a stub surface. The interior cavity profile of the top member may further include a first radial cam surface, and the first end of the protruding member may further include a second radial cam surface configured to engage with the first radial cam surface. The device may further include one or more rolling elements installed between and in contact with the striker and the anvil. The workstring may include a hydraulic downhole motor to supply rotational force. The device may further include a retaining element operatively associated with the protruding element to hold the protruding element in the internal cavity. The work string may be a tubular drill string or a coiled tubing string. The protruding element can rotate at a speed different from the speed of rotation of the upper element and the body of the bit. Each of the rolling elements may include a spherical outer surface. The device may include two rolling elements in contact with each other with a diameter of each of the rolling elements approximately equal to half the inner diameter of the inner cavity. Alternatively, the device may include three or more rolling elements, with each of the rolling elements in contact with two adjacent rolling elements. In another alternative, the device includes two or more rolling elements and a guide element, with the guide element installed between the striker and the anvil to hold the rolling elements in a fixed position relative to each other.

Способ бурения ствола скважины включает в себя этап (a) обеспечения бурового устройства. Буровое устройство включает в себя верхний элемент, корпус долота и пилотное долото. Верхний элемент включает в себя первый конец, внутреннюю полость и второй конец. Первый конец соединен с рабочей колонной, выполненной с возможностью подачи вращательного усилия на верхний элемент. Внутренняя полость содержит профиль с первой радиальной кулачковой поверхностью. Корпус долота включает в себя первый конец, второй конец и центральный канал, проходящий от первого конца до второго конца. Первый конец корпуса долота функционально соединен со вторым концом верхнего элемента, с корпусом долота, выполненным с возможностью вращения верхнего элемента. Второй конец корпуса долота включает в себя рабочую поверхность, содержащую режущий элемент. Пилотное долото соединено с возможностью вращения во внутренней полости верхнего элемента и проходит через центральный канал корпуса долота за рабочую поверхность корпуса долота. Пилотное долото включает в себя первый конец и второй конец. Первый конец включает в себя вторую радиальную кулачковую поверхность. Второй конец пилотного долота включает в себя взаимодействующую поверхность, выполненную с возможностью взаимодействия с пластом, окружающим ствол скважины. Верхний элемент и корпус долота вращаются относительно пилотного долота. Способ дополнительно включает в себя следующие этапы: (b) спуск бурового устройства в ствол скважины; (c) ввод в контакт режущего элемента рабочей поверхности с поверхностью контакта с коллектором; (d) вращение верхнего элемента и корпуса долота относительно пилотного долота; (e) взаимодействие взаимодействующей поверхности пилотного долота с поверхностью контакта коллектора в стволе скважины и (f) соударение второй радиальной кулачковой поверхности с первой радиальной кулачковой поверхностью так, что ударное усилие подается на режущие элементы и взаимодействующую поверхность во время бурения ствола скважины буровым устройством. Рабочая колонна может содержать гидравлический забойный двигатель для подачи вращательного усилия на верхний элемент. Рабочая колонна может быть собранной из труб бурильной колонной или колонной гибкой насосно-компрессорной трубы. Взаимодействующая поверхность пилотного долота может включать в себя эксцентричную коническую поверхность или обрубленную поверхность. На этапе (d) пилотное долото может вращаться вследствие сил трения, связанных с вращением корпуса долота и верхнего элемента, со скоростью вращения пилотного долота не равной скорости вращения корпуса долота. Буровое устройство может дополнительно включать в себя одно или более тел качения, установленных между и в контакте с первой радиальной кулачковой поверхностью и второй радиальной кулачковой поверхностью, и этап (f) может дополнительно включать в себя соударение второй радиальной кулачковой поверхности с первой радиальной кулачковой поверхностью через тела качения.The method for drilling a wellbore includes the step of (a) providing a drilling device. The drilling device includes a top element, a bit body and a pilot bit. The top element includes a first end, an inner cavity and a second end. The first end is connected to the work string, which is configured to apply a rotational force to the upper element. The inner cavity contains a profile with a first radial cam surface. The bit body includes a first end, a second end, and a central channel extending from the first end to the second end. The first end of the body of the bit is functionally connected to the second end of the top element, with the body of the bit, made with the possibility of rotation of the top element. The second end of the bit body includes a working surface containing a cutting element. The pilot bit is rotatably connected in the inner cavity of the upper element and passes through the central channel of the bit body behind the working surface of the bit body. The pilot bit includes a first end and a second end. The first end includes a second radial cam surface. The second end of the pilot bit includes an interaction surface configured to interact with the formation surrounding the wellbore. The top element and bit body rotate relative to the pilot bit. The method further includes the following steps: (b) lowering the drilling device into the wellbore; (c) bringing the working surface cutting element into contact with the commutator contact surface; (d) rotating the top member and bit body relative to the pilot bit; (e) engaging the engagement surface of the pilot bit with the contact surface of the reservoir in the wellbore; and (f) impacting the second radial cam surface with the first radial cam surface such that an impact force is applied to the cutting elements and the engagement surface while the drilling device is drilling the wellbore. The workstring may include a hydraulic downhole motor to provide rotational force to the top member. The work string may be a tubular drill string or coiled tubing string. The engagement surface of the pilot bit may include an eccentric conical surface or a stub surface. In step (d), the pilot bit may rotate due to frictional forces associated with the rotation of the bit body and top member at a pilot bit rotation speed that is not equal to the bit body rotation speed. The drilling device may further include one or more rolling elements positioned between and in contact with the first radial cam surface and the second radial cam surface, and step (f) may further include impacting the second radial cam surface with the first radial cam surface through rolling bodies.

Краткое описание чертежейBrief description of the drawings

На фиг. 1 показан вид с сечением одного варианта осуществления долота, раскрытого в настоящем описании.In FIG. 1 is a sectional view of one embodiment of the bit disclosed herein.

На фиг. 2 показан в изометрии один вариант осуществления кулачковой поверхности на пилотном долоте.In FIG. 2 is an isometric view of one embodiment of a cam surface on a pilot bit.

На фиг. 3 показана с увеличением часть сечения площади, обозначенной A на фиг. 1, показана радиальная кулачковая поверхность в долоте.In FIG. 3 is an enlarged sectional view of the area designated A in FIG. 1 shows a radial cam surface in a bit.

- 4 039489- 4 039489

На фиг. 4 показано в изометрии пилотное долото фиг. 1.In FIG. 4 is an isometric view of the pilot bit of FIG. one.

На фиг. 5 показан вид с сечением второго варианта осуществления долота, раскрытого в настоящем описании.In FIG. 5 is a sectional view of a second embodiment of the bit disclosed herein.

На фиг. 6 показан в изометрии второй вариант осуществления пилотного долота фиг. 5.In FIG. 6 is an isometric view of a second embodiment of the pilot bit of FIG. 5.

На фиг. 7 показан вид с сечением долота фиг. 1 по линии A-A.In FIG. 7 is a sectional view of the bit of FIG. 1 along the A-A line.

На фиг. 8 показан вид с сечением третьего варианта осуществления долота, раскрытого в настоящем описании.In FIG. 8 is a sectional view of a third embodiment of the bit disclosed herein.

На фиг. 9A показана в изометрии радиальная кулачковая поверхность долота фиг. 8.In FIG. 9A is an isometric view of the radial cam surface of the bit of FIG. eight.

На фиг. 9B показана схема кольцевого профиля радиальной кулачковой поверхности фиг. 9A.In FIG. 9B is a diagram of the annular profile of the radial cam surface of FIG. 9A.

На фиг. 9C показана в изометрии альтернативная радиальная кулачковая поверхность.In FIG. 9C shows an isometric view of an alternate radial cam surface.

На фиг. 10 показан вид с сечением пятого варианта осуществления долота, раскрытого в настоящем описании.In FIG. 10 is a sectional view of a fifth embodiment of the bit disclosed herein.

На фиг. 11 показана с увеличением часть сечения площади, обозначенной B на фиг. 10.In FIG. 11 is an enlarged sectional view of the area labeled B in FIG. ten.

На фиг. 12 показана схема рабочей колонны, проходящей от буровой установки, с рабочей колонной, установленной концентрично в стволе скважины.In FIG. 12 shows a diagram of a workstring extending from a drilling rig with the workstring installed concentrically in the wellbore.

На фиг. 13 показан вид с сечением устройства для приложения осевого перемещения с вращающимся элементом.In FIG. 13 is a sectional view of a device for applying axial movement with a rotating member.

На фиг. 14A показан вид с сечением устройства по линии A-A на фиг. 13.In FIG. 14A is a sectional view of the device along line A-A in FIG. thirteen.

На фиг. 14B показано альтернативное сечение устройства по линии A-A на фиг. 13.In FIG. 14B shows an alternate section through the device along line A-A in FIG. thirteen.

На фиг. 14C показано другое альтернативное сечение устройства по линии A-A на фиг. 13.In FIG. 14C shows another alternate section of the device along line A-A in FIG. thirteen.

На фиг. 14D показано еще одно альтернативное сечение устройства по линии A-A на фиг. 13.In FIG. 14D shows another alternate section of the device along line A-A in FIG. thirteen.

На фиг. 15 показан вид с сечением устройства фиг. 13, включающего в себя направляющий элемент.In FIG. 15 is a sectional view of the device of FIG. 13 including a guide element.

На фиг. 16A показан вид с сечением устройства по линии B-B на фиг. 15.In FIG. 16A is a sectional view of the device taken along line B-B in FIG. fifteen.

На фиг. 16B показано альтернативное сечение устройства по линии B-B на фиг. 15.In FIG. 16B shows an alternative section through the device along line B-B in FIG. fifteen.

На фиг. 16C показано другое альтернативное сечение устройства по линии B-B на фиг. 15.In FIG. 16C shows another alternate section through the device along line B-B in FIG. fifteen.

На фиг. 16D показано еще одно альтернативное сечение устройства по линии B-B на фиг. 15.In FIG. 16D shows another alternate section of the device along line B-B in FIG. fifteen.

На фиг. 17 показан вид с сечением альтернативного варианта осуществления бурового устройства, раскрытого в настоящем описании.In FIG. 17 is a cross-sectional view of an alternative embodiment of the drilling device disclosed herein.

Описание предпочтительных вариантов осуществления изобретенияDescription of preferred embodiments of the invention

На фиг. 1 показан вид с сечением одного варианта осуществления долота 2, раскрытого в настоящем описании. Долото 2 включает в себя первый конец 4 с наружным диаметром, который содержит наружное резьбовое средство 6, при этом наружное резьбовое средство 6 должно соединяться с рабочей колонной (здесь не показана). Долото 2 может быть любым инструментом с функциональными возможностями бурения ствола в горную породу, таким как лопастное долото, шарошечное долото, дробящее долото или фрезер. Как понятно специалисту в данной области техники, рабочая колонна может включать в себя компоновку низа бурильной колонны, которая включает в себя приборы измерений во время бурения, гидравлический забойный двигатель и утяжеленные бурильные трубы (отмечаем, что данный перечень является иллюстративным). Наружное резьбовое средство 6 проходит до радиального заплечика 8, который, в свою очередь, проходит до наружной конической поверхности 10. Как видно на фиг. 1, наружная коническая поверхность 10 проходит до множества лопастей, в том числе лопастей 12 и 14. Долото 2, в частности лопасти 12, 14, содержит режущие элементы для бурения и разрушения подземной породы, как понятно специалисту в данной области техники. В одном варианте осуществления лопасти 12, 14 содержат участки лап, с которыми режущие элементы можно соединять. Например, на фиг. 1 показаны режущие элементы 16, 18, 20, 22, соединенные с дальними концами 23 (также называемыми рабочей поверхностью 23) участков лап лопастей 12, 14. Таким образом, режущие элементы 16, 18, 20, 22 содержатся на рабочей поверхности 23 долота 2.In FIG. 1 is a sectional view of one embodiment of the bit 2 disclosed herein. The bit 2 includes a first outer diameter end 4 which contains an external threaded means 6, the external threaded means 6 being to be connected to a workstring (not shown here). The bit 2 may be any tool with drilling functionality such as a paddle bit, roller cone bit, crushing bit, or milling cutter. As one skilled in the art would appreciate, the workstring may include a bottom hole assembly that includes measuring while drilling tools, a mud motor, and drill collars (note that this list is illustrative). The external threaded means 6 extends up to the radial shoulder 8 which in turn extends up to the outer conical surface 10. As seen in FIG. 1, the outer tapered surface 10 extends to a plurality of blades, including blades 12 and 14. The bit 2, in particular blades 12, 14, includes cutting elements for drilling and breaking underground rock, as one skilled in the art would appreciate. In one embodiment, the blades 12, 14 include leg sections with which the cutting elements can be connected. For example, in FIG. 1 shows the cutting elements 16, 18, 20, 22 connected to the distal ends 23 (also referred to as the working surface 23) of the leg sections of the blades 12, 14. Thus, the cutting elements 16, 18, 20, 22 are contained on the working surface 23 of the bit 2 .

Долото 2 также содержит радиально плоскую верхнюю поверхность 24, которая проходит радиально внутрь до участка 26 внутреннего диаметра. Участок 26 внутреннего диаметра продолжается до отверстия, в общем, позиция 28. Отверстие 28 в некоторых случаях называют внутренней полостью. Отверстие 28 имеет внутренний профиль 30, при этом профиль 30 содержит первую радиальную кулачковую поверхность, описано ниже и показано на фиг. 2. Отверстие 28 проходит до нижней части долота 2. Как видно на фиг. 1, в отверстии 28 установлено пилотное долото 32 (пилотное долото 32 можно называть выступающим элементом 32). Пилотное долото 32 может, но необязательно должно, проходить за рабочую поверхность 23 долота 2. Пилотное долото 32 имеет первый конец (в общем, позиция 34) и второй конец (в общем, позиция 36). Первый конец 34 содержит вторую радиальную кулачковую поверхность, описано ниже и показано на фиг. 3. Следует отметить, что первая и вторая радиальные кулачковые поверхности работают вместе, что описано ниже в раскрытии.The bit 2 also includes a radially flat top surface 24 that extends radially inward to an inner diameter portion 26 . The section 26 of the internal diameter extends to the hole, in General, the position 28. The hole 28 in some cases is called the internal cavity. Hole 28 has an internal profile 30, profile 30 comprising a first radial cam surface, described below and shown in FIG. 2. Hole 28 extends to the bottom of bit 2. As seen in FIG. 1, a pilot bit 32 is mounted in the bore 28 (the pilot bit 32 may be referred to as the protrusion 32). The pilot bit 32 may, but need not, extend beyond the working surface 23 of the bit 2. The pilot bit 32 has a first end (generally 34) and a second end (generally 36). The first end 34 includes a second radial cam surface, described below and shown in FIG. 3. It should be noted that the first and second radial cam surfaces work together as described in the disclosure below.

Как показано на фиг. 1, отверстие 28 дополнительно включает в себя периферийную площадь 38 увеличенного диаметра, которая приспособлена для размещения в ней удерживающего элемента 40 для удержания пилотного долота 32 в отверстии 28. Удерживающий элемент 40 может быть шаровыми элементами, как показано. Альтернативно, удерживающий элемент 40 может быть пальцем, установочнымAs shown in FIG. 1, opening 28 further includes an enlarged peripheral area 38 that is adapted to receive a retaining member 40 for retaining the pilot bit 32 in the bore 28. The retaining member 40 may be ball members as shown. Alternatively, the retaining member 40 may be a pin, a setting

- 5 039489 винтом или другим аналогичным механизмом, расположенным, по меньшей мере частично, в отверстии 28 для удержания пилотного долота 32 в отверстии 28. В состав может быть включено любое число удерживающих элементов 40. Более конкретно, пилотное долото 32 содержит поверхность 42 первого наружного диаметра, которая продолжается до скошенной поверхности 44, которая, в свою очередь проходит до поверхности 46 второго наружного диаметра, затем до скошенной поверхности 48, затем до поверхности 50 третьего наружного диаметра. В варианте осуществления, показанном на фиг. 1, поверхность 50 третьего наружного диаметра проходит до поверхности обрубленного профиля, в общем, позиция 52, где поверхность 52 обрубленного профиля имеет скошенный конец 54 для контакта с подземной горной породой. Центральная линия 56 проходит через участок 26 внутреннего диаметра долота 2, а также через срезанный на конус конец 54 пилотного долота 32. Шарикоподшипниковые элементы 40 обеспечивают вращение долота 2, а также вращение пилотного долота 32. В одном варианте осуществления шарикоподшипниковые элементы 40 обеспечивают долоту 2 и пилотному долоту 32 вращение с отличающимися скоростями, поэтому долото 2 может иметь первую скорость вращения, измеренную в оборотах в минуту (об/мин), а пилотное долото 32 может иметь вторую скорость вращения, также измеренную в об/мин. Поверхности 42 и 50 первого и третьего наружного диаметра пилотного долота 32 могут функционировать, как радиальные подшипники, вместе с внутренними поверхностями отверстия 28 долота 2.- 5 039489 screw or other similar mechanism located at least partially in the hole 28 to hold the pilot bit 32 in the hole 28. Any number of retaining elements 40 can be included. More specifically, the pilot bit 32 includes a surface 42 of the first outer diameter, which continues to the beveled surface 44, which, in turn, extends to the surface 46 of the second outer diameter, then to the beveled surface 48, then to the surface 50 of the third outer diameter. In the embodiment shown in FIG. 1, the surface 50 of the third outside diameter extends to the surface of the stub profile, generally at 52, where the surface of the stub profile 52 has a bevelled end 54 for contact with the subterranean rock. The center line 56 passes through the inner diameter section 26 of the bit 2 as well as through the tapered end 54 of the pilot bit 32. The ball bearing elements 40 provide rotation of the bit 2 as well as the rotation of the pilot bit 32. In one embodiment, the ball bearing elements 40 provide the bit 2 and pilot bit 32 rotate at different speeds, so bit 2 may have a first rotational speed measured in revolutions per minute (rpm) and pilot bit 32 may have a second rotational speed also measured in rpm. Surfaces 42 and 50 of the first and third outside diameters of pilot bit 32 can function as radial bearings along with the inside surfaces of hole 28 of bit 2.

На фиг. 2 показан в изометрии и описан ниже один вариант осуществления второй радиальной кулачковой поверхности 60 на пилотном долоте 32. Следует отметить, что одинаковые позиции относятся к одинаковым компонентам на различных чертежах. На фиг. 2 показана поверхность 42 наружного диаметра, а также поверхность 50 наружного диаметра, с поверхностью 50 наружного диаметра, проходящей до поверхности 52 обрубленного профиля. В одном варианте осуществления вторая радиальная кулачковая поверхность 60 содержит три рампы, а именно рампы 62, 64, 66. Рампы 62, 64 и 66 должны взаимодействовать с внутренним профилем 30 для подачи ударного усилия, что подробнее описано ниже. Рампа 66 содержит вертикальный участок 68, наклонный участок 70 и плоский участок 72, расположенный между наклонным участком 70 и вертикальным участком 68. Рампы 62, 64 и 66 имеют одинаковую конструкцию. Радиально плоская площадь 74a, 74b, 74c должна быть площадью, по которой два кулачка должны ударять во время ударного действия. Другими словами, радиально плоские площади 74a, 74b, 74c принимают ударное усилие, а не рамповые поверхности.In FIG. 2 is an isometric view and described below of one embodiment of a second radial cam surface 60 on a pilot bit 32. It should be noted that like numbers refer to like components in the various drawings. In FIG. 2 shows the outer diameter surface 42 as well as the outer diameter surface 50, with the outer diameter surface 50 extending to the stub profile surface 52. In one embodiment, the second radial cam surface 60 includes three ramps, namely ramps 62, 64, 66. Ramps 62, 64 and 66 must cooperate with the internal profile 30 to deliver impact force, as described in more detail below. The ramp 66 includes a vertical section 68, an inclined section 70 and a flat section 72 located between the inclined section 70 and the vertical section 68. The ramps 62, 64 and 66 are of the same design. The radially flat area 74a, 74b, 74c should be the area over which the two cams are to strike during the impact action. In other words, the radially flat areas 74a, 74b, 74c receive the impact force rather than the ramp surfaces.

На фиг. 3 показана с увеличением часть сечения выделенного кружком фрагмента A на фиг. 1, описанного ниже. На фиг. 3 показана первая радиальная кулачковая поверхность 80 на внутреннем профиле 30 долота 2. На фиг. 3 показан наклонный участок 82, который тянется до вертикального участка 84, затем снижающегося до плоского участка 86. Радиально плоская площадь показана позицией 88. Наклонный участок 82, вертикальный участок 84, плоский участок 86 и радиально плоская площадь 88 являются ответными со второй поверхностью 60 кулачка, описанной выше. Вторая радиальная кулачковая поверхность 60 должна взаимодействовать с первой радиальной кулачковой поверхностью 80 для генерирования ударного усилия, согласно идеям настоящего описания. Внутренний профиль 30 взаимодействует совместно со второй радиальной кулачковой поверхностью 60, поэтому, когда долото 2 вращается относительно пилотного долота 32 (т.е. пилотное долото 32 не вращается или пилотное долото 32 вращается со скоростью, отличающейся от скорости вращения долота 2), плоский участок 86 внутреннего профиля 30 скользит вверх по наклонному участку 70, через плоский участок 72, по вертикальному участку 68 и на плоскую площадь 74b второй радиальной кулачковой поверхности 60. Когда плоский участок 86 падает на плоскую площадь 74b второй радиальной кулачковой поверхности 60, генерируется ударное усилие в осевом направлении через долото 2 и пилотное долото 32 для содействия в бурении через подземный пласт. В одном варианте осуществления вторая радиальная кулачковая поверхность 60 является элементом в виде наковальни, и первая радиальная кулачковая поверхность 80 является ударным элементом.In FIG. 3 shows, enlarged, part of the cross section of the circled fragment A in FIG. 1 described below. In FIG. 3 shows the first radial cam surface 80 on the inner profile 30 of bit 2. FIG. 3 shows a sloped section 82 that extends to a vertical section 84, then descending to a flat section 86. The radially flat area is shown at 88. The sloped section 82, the vertical section 84, the flat section 86 and the radially flat area 88 are mated with the second cam surface 60 described above. The second radial cam surface 60 must interact with the first radial cam surface 80 to generate an impact force in accordance with the teachings of the present disclosure. The inner profile 30 cooperates with the second radial cam surface 60 so that when bit 2 rotates relative to pilot bit 32 (i.e. pilot bit 32 does not rotate or pilot bit 32 rotates at a different speed than bit 2), the flat area 86 of the inner profile 30 slides up the sloped portion 70, through the flat portion 72, over the vertical portion 68, and onto the flat area 74b of the second radial cam surface 60. When the flat portion 86 falls onto the flat area 74b of the second radial cam surface 60, an impact force of axially through bit 2 and pilot bit 32 to assist in drilling through a subterranean formation. In one embodiment, the second radial cam surface 60 is an anvil and the first radial cam surface 80 is an impactor.

На фиг. 4 показан в изометрии первый вариант осуществления элемента в виде пилотного долота, а именно, пилотное долото 32. Как видно на фиг. 4, поверхность 50 наружного диаметра проходит до первой вогнутой поверхности 90, а также второй вогнутой поверхности 92, которые, в свою очередь, проходят до срезанного на конус конца 54. Таким образом, по ходу бурения, срезанный на конус конец 54 может контактировать с подземной горной породой, которая, в свою очередь, должна разрушаться и откалываться.In FIG. 4 is an isometric view of a first embodiment of the pilot bit element, namely the pilot bit 32. As seen in FIG. 4, the outer diameter surface 50 extends to the first concave surface 90 as well as the second concave surface 92, which in turn extend to the beveled end 54. Thus, as drilling progresses, the bevelled end 54 may contact the subterranean rock, which, in turn, must collapse and break off.

На фиг. 5 показан вид с сечением второго варианта осуществления долота 94, причем на фиг. 5 показан второй вариант осуществления пилотного долота 96, содержащего эксцентричную поверхность 98. Долото 94 является одинаковым с долотом 2, показанным на фиг. 1, отличие создает пилотное долото 96. Как видно на фиг. 5, центральная линия 100 долота 94 смещена от вершины 102 конического участка 104 пилотного долота 96. Центральная линия 106 конического участка 104 смещена от центральной линии 100 долота 94, при этом образована эксцентричная коническая поверхность 104. Вследствие данного смещения (т.е. эксцентриситета), требуется более высокий крутящий момент для вращения пилотного долота 96, что, в свою очередь, требует более высокого трения между радиальными кулачковыми поверхностями долота 94 и пилотного долота 96 для вращения пилотного долота 96. При большем эксценIn FIG. 5 is a sectional view of a second embodiment of the bit 94, with FIG. 5 shows a second embodiment of a pilot bit 96 comprising an eccentric surface 98. Bit 94 is the same as bit 2 shown in FIG. 1, the difference is created by the pilot bit 96. As seen in FIG. 5, the centerline 100 of the bit 94 is offset from the top 102 of the cone section 104 of the pilot bit 96. The centerline 106 of the cone section 104 is offset from the centerline 100 of the bit 94, thereby forming an eccentric tapered surface 104. Due to this offset (i.e., eccentricity) , higher torque is required to rotate pilot bit 96, which in turn requires higher friction between the radial cam surfaces of bit 94 and pilot bit 96 to rotate pilot bit 96.

- 6 039489 триситете вершины 102 более высокий крутящий момент нужен для вращения пилотного долота 96. Таким образом, эксцентриситет дает более высокую разность между скоростью вращения долота 2 и скоростью вращения пилотного долота 96 (т.е. более высокую скорость относительного вращения), что создает увеличенную частоту ударов в результате взаимодействия радиальных кулачковых поверхностей.At the trisite of tip 102, a higher torque is needed to rotate the pilot bit 96. Thus, the eccentricity gives a higher difference between the rotation speed of the bit 2 and the rotation speed of the pilot bit 96 (i.e., a higher relative rotation speed), which creates increased impact frequency as a result of the interaction of the radial cam surfaces.

На фиг. 6 показан в изометрии второй вариант осуществления элемента 96 в виде пилотного долота фиг. 5, описанный ниже. Пилотное долото 96 содержит на дальнем конце конический участок 104, который ведет к вершине 102. Конический участок 104 установлен внецентренно, при этом образуется радиальная площадь 108. Конический участок 104 можно выполнить интегрально на корпусе 96 пилотного долота или можно прикрепить, например, сваркой.In FIG. 6 is an isometric view of a second embodiment of the pilot bit element 96 of FIG. 5 described below. The pilot bit 96 includes at its distal end a tapered portion 104 that leads to a tip 102. The tapered portion 104 is mounted eccentrically to form a radial area 108. The tapered portion 104 may be integral to the pilot bit body 96 or may be attached, for example, by welding.

На фиг. 7 показан вид с сечением долота 2 фиг. 1 по линии 7-7. Здесь пилотное долото 32 показано вместе с шарикоподшипниковыми элементами, такими как элемент 40, причем с шарикоподшипниковым элементом 40, установленным в периферийной площади 38 увеличенного диаметра. Также показаны лопасти 12, 14 вместе с лопастью 109. На фиг. 7 показано, как долото 2 может вращаться в направлении 110 по часовой стрелке относительно пилотного долота 32. Хотя долото 2 выполнено с возможностью вращения, пилотное долото 32 выполнено без возможности вращения. Соответственно, пилотное долото 32 может быть не вращающимся элементом. В одном варианте осуществления вместе с тем, силы трения могут обусловливать вращение пилотного долота 32. В таком случае пилотное долото 32 должно вращаться со скоростью, отличающейся от скорости вращения долота 2.In FIG. 7 is a sectional view of the bit 2 of FIG. 1 on line 7-7. Here, the pilot bit 32 is shown together with ball bearing elements such as element 40, with the ball bearing element 40 mounted in a peripheral area 38 of increased diameter. Blades 12, 14 are also shown together with blade 109. FIG. 7 shows how bit 2 can be rotated in a clockwise direction 110 relative to pilot bit 32. While bit 2 is rotatable, pilot bit 32 is non-rotatable. Accordingly, the pilot bit 32 may be a non-rotating element. In one embodiment, however, frictional forces may cause pilot bit 32 to rotate. In such a case, pilot bit 32 would rotate at a different speed than bit 2.

На фиг. 8 показан другой вариант осуществления долота 113. Кроме указанных отличий, долото 113 является одинаковым с долотом 2. Долото 113 может включать в себя лопасти 114 и 115. Долото 113 может также включать в себя внутреннюю полость 116, проходящую по меньшей мере от поверхности 117 кулачка до радиальной поверхности 118. Пилотное долото 119 может включать в себя участок 120 в виде вала, проходящий от верхнего участка 121 до конического участка 122. Вершина 123 конического участка 122 может быть смещена от центральной линии 124 долота 113. Верхний участок 121 может включать в себя радиальную кулачковую поверхность 125 и радиальный заплечик 126. Радиальная поверхность 118 долота 113 может удерживать верхний участок 121 пилотного долота 119 во внутренней полости 116.In FIG. 8 shows another embodiment of the bit 113. In addition to these differences, the bit 113 is the same as the bit 2. The bit 113 may include blades 114 and 115. The bit 113 may also include an internal cavity 116 extending from at least the surface 117 of the Cam to the radial surface 118. The pilot bit 119 may include a shaft-like portion 120 extending from the upper portion 121 to the conical portion 122. The top 123 of the conical portion 122 may be offset from the center line 124 of the bit 113. The upper portion 121 may include a radial cam surface 125; and a radial shoulder 126. The radial surface 118 of the bit 113 can hold the upper portion 121 of the pilot bit 119 in the inner cavity 116.

Долото 113 может дополнительно включать в себя тела 127 и 128 качения, установленные между и в контакте с кулачковыми поверхностями 117 и 125. Тела 127, 128 качения можно также называть вращающимися элементами. В одном предпочтительном варианте осуществления тела 127, 128 качения являются сферическими элементами, такими как шарикоподшипники из нержавеющей стали или керамические шарики. В данном варианте осуществления каждый сферический элемент может иметь диаметр, приблизительно равный половине внутреннего диаметра внутренней полости 116, так что сферические элементы имеют контакт друг с другом. Понятно, что долото 113 может включать в себя любое число тел качения. Число тел качения, включенных в состав, может быть равным числу высоких точек или рамп на каждой из радиальных кулачковых поверхностей 117 и 125. Каждое из тел качения может иметь один размер.The bit 113 may further include rolling elements 127 and 128 mounted between and in contact with the cam surfaces 117 and 125. Rolling elements 127, 128 may also be referred to as rotating elements. In one preferred embodiment, the rolling elements 127, 128 are spherical elements such as stainless steel ball bearings or ceramic balls. In this embodiment, each spherical element may have a diameter approximately equal to half the internal diameter of the inner cavity 116, so that the spherical elements are in contact with each other. It is understood that bit 113 may include any number of rolling elements. The number of rolling elements included in the composition may be equal to the number of high points or ramps on each of the radial cam surfaces 117 and 125. Each of the rolling elements may have one size.

Тела 127, 128 качения могут свободно перемещаться между кулачковыми поверхностями 117 и 125 с наружным рабочим контурами, когда долото 113 вращается относительно пилотного долота 119. В одном варианте осуществления тела 127, 128 качения могут перемещаться в кольцевом пути на радиальной кулачковой поверхности 125, когда долото 113 вращается относительно пилотного долота 119. Данное перемещение тел 127, 128 качения по кулачковыми поверхностям 117 и 125 может обусловливать аксиальное перемещение пилотного долота 119 относительно долота 113. Применение тел 127, 128 качения обеспечивает уменьшение прямого ударного взаимодействия между радиальными кулачковыми поверхностями 117 и 125 долота 113 и пилотного долота 119, что может увеличивать рабочий ресурс долота 113 и пилотного долота 119.The rolling elements 127, 128 are free to move between the outer cam surfaces 117 and 125 when the bit 113 rotates relative to the pilot bit 119. In one embodiment, the rolling elements 127, 128 can move in an annular path on the radial cam surface 125 when the bit 113 rotates relative to the pilot bit 119. This movement of the rolling elements 127, 128 along the cam surfaces 117 and 125 may cause the pilot bit 119 to move axially relative to the bit 113. The use of the rolling elements 127, 128 reduces the direct impact interaction between the radial cam surfaces 117 and 125 of the bit. 113 and pilot bit 119, which can increase the life of the bit 113 and pilot bit 119.

На фиг. 9A показан первый вариант осуществления радиальной кулачковой поверхности 125. В данном варианте осуществления радиальная кулачковая поверхность 125 включает в себя ряд поверхностей, а именно поверхности 125a, 125b, 125c, 125d, 125e, 125f, 125g, 125h, 125i, 125j, 125k, 125l. Несколько из данных поверхностей могут иметь поднимающийся или снижающийся уклон, так что радиальная кулачковая поверхность 125 имеет многочисленные сегменты. На фиг. 9B показан вид кольцевого профиля радиальной кулачковой поверхности 125 фиг. 9A. На фиг. 9C показан другой вариант осуществления радиальной кулачковой поверхности 125. В данном варианте осуществления радиальная кулачковая поверхность 125 включает в себя низкую сторону 126a кулачка и высокую сторону 126b кулачка. Профиль данного варианта осуществления радиальной кулачковой поверхности 125 может иметь более гладкую волнообразную форму. В одном варианте осуществления профиль радиальной кулачковой поверхности 125 имеет синусоидальную волнообразную форму. Следует отметить, что варианты осуществления радиальной кулачковой поверхности 125, показанные на фиг. 9A и 9C, можно называть волнообразным профилем. Радиальная кулачковая поверхность 117 долота 113 может быть ответной с радиальной кулачковой поверхностью 125. Альтернативно, одна из радиальных кулачковых поверхностей 117 и 125 может быть плоской радиальной поверхностью.In FIG. 9A shows a first embodiment of the radial cam surface 125. In this embodiment, the radial cam surface 125 includes a number of surfaces, namely surfaces 125a, 125b, 125c, 125d, 125e, 125f, 125g, 125h, 125i, 125j, 125k, 125l . Several of these surfaces may have a rising or falling slope such that the radial cam surface 125 has multiple segments. In FIG. 9B shows an annular profile view of the radial cam surface 125 of FIG. 9A. In FIG. 9C shows another embodiment of the radial cam surface 125. In this embodiment, the radial cam surface 125 includes a low cam side 126a and a high cam side 126b. The profile of this embodiment of the radial cam surface 125 may have a smoother waveform. In one embodiment, the profile of the radial cam surface 125 has a sinusoidal waveform. It should be noted that the embodiments of the radial cam surface 125 shown in FIG. 9A and 9C may be referred to as an undulating profile. The radial cam surface 117 of the bit 113 may be mated with a radial cam surface 125. Alternatively, one of the radial cam surfaces 117 and 125 may be a flat radial surface.

На фиг. 10 показан вид с сечением другого варианта осуществления долота 130. За исключениемIn FIG. 10 shows a sectional view of another embodiment of the bit 130. Except

- 7 039489 указанных отличий, долото 130 является одинаковым с долотом 2. Долото 130 может включать в себя лопасти 132 и 134. Долото 130 может также включать в себя внутреннюю полость 136, ведущую от радиальной кулачковой поверхности 138 и ударной поверхности 140 до рабочей поверхности 142. Радиальную кулачковую поверхность 138 и ударную поверхность 140 может разделять в осевом направлении некоторое расстояние. Пилотное долото 144 может быть установлено во внутренней полости 136 долота 130. Пилотное долото 144 может включать в себя первый конец 146 и второй конец 148. Первый конец 146 может включать в себя радиальную кулачковую поверхность 150 и поверхность 152 наковальни. Радиальную кулачковую поверхность 150 и поверхность 152 наковальни может разделять в осевом направлении некоторое расстояние. Радиальная кулачковая поверхность 150 может взаимодействовать с радиальной кулачковой поверхностью 138, и поверхность 152 наковальни может взаимодействовать с ударной поверхностью 140. Второй конец 148 пилотного долота 144 может включать в себя поверхность обрубленного профиля (как показано) или эксцентричный конический участок вида, рассмотренного выше.- 7 039489 of these differences, the bit 130 is the same with the bit 2. The bit 130 may include blades 132 and 134. The bit 130 may also include an internal cavity 136 leading from the radial cam surface 138 and the impact surface 140 to the working surface 142 The radial cam surface 138 and the impact surface 140 may be axially separated by some distance. The pilot bit 144 may be mounted in the interior cavity 136 of the bit 130. The pilot bit 144 may include a first end 146 and a second end 148. The first end 146 may include a radial cam surface 150 and an anvil surface 152. The radial cam surface 150 and the anvil surface 152 may be axially separated by some distance. The radial cam surface 150 may engage with the radial cam surface 138, and the anvil surface 152 may engage with the impact surface 140. The second end 148 of the pilot bit 144 may include a stub profile surface (as shown) or an eccentric tapered portion of the kind discussed above.

На фиг. 11 показан с увеличением фрагмент B, фиг. 10. На данном фрагменте показан момент контакта ударной поверхность 140 долота 130 с поверхностью 152 наковальни пилотного долота 144, радиальные кулачковые поверхности 138 и 150 разделяет расстояние AX. Когда долото 130 вращается относительно пилотного долота 144, радиальная кулачковая поверхность 138 долота 130 взаимодействует с радиальной кулачковой поверхностью 150 пилотного долота 144. Как описано выше для других вариантов осуществления, каждая высокая точка 154 на радиальной кулачковой поверхности 138 скользит по каждой рампе 156 радиальной кулачковой поверхности 150. В это время ударная поверхность 140 отделена от поверхности 152 наковальни. Когда каждая высокая точка 154 радиальной кулачковой поверхности 138 скользит по каждой высокой точке 158 радиальной кулачковой поверхности 150, каждая высокая точка 154 должна падать по вертикальным участкам 160 радиальной кулачковой поверхности 150. Данное падение обусловливает удар ударной поверхность 140 долота 130 по поверхности 152 наковальни пилотного долота 144. Вследствие разделения на расстояние AX ударное усилие не прикладывается напрямую на радиальные кулачковые поверхности 138 и 150. Данное устройство должно увеличивать долговечность долота 130 и пилотного долота 144 благодаря уменьшению износа на радиальных кулачковых поверхностях 138 и 150. Данный вариант осуществления может также включать в себя одно или более тел качения между радиальными кулачковыми поверхностями 138 и 150. В случае применения тел качения тела качения могут не иметь контакта с обеими кулачковыми поверхностями, когда ударная поверхность 140 входит в контакт и ударяет по поверхности 152 наковальни.In FIG. 11 is an enlarged view of fragment B, FIG. 10. This fragment shows the moment of contact of the striking surface 140 of the bit 130 with the anvil surface 152 of the pilot bit 144, the radial cam surfaces 138 and 150 are separated by a distance AX. As the bit 130 rotates relative to the pilot bit 144, the radial cam surface 138 of the bit 130 engages the radial cam surface 150 of the pilot bit 144. As described above for other embodiments, each high point 154 on the radial cam surface 138 slides along each ramp 156 of the radial cam surface 150. At this time, the striking surface 140 is separated from the anvil surface 152. As each high point 154 of the radial cam surface 138 slides over each high point 158 of the radial cam surface 150, each high point 154 must fall over the vertical portions 160 of the radial cam surface 150. This drop causes the impact surface 140 of the bit 130 to hit the anvil surface 152 of the pilot bit. 144. Due to separation by distance AX, the impact force is not directly applied to the radial cam surfaces 138 and 150. This arrangement should increase the life of the bit 130 and pilot bit 144 by reducing wear on the radial cam surfaces 138 and 150. This embodiment may also include one or more rolling elements between the radial cam surfaces 138 and 150. In the case of rolling elements, the rolling elements may not be in contact with both cam surfaces when the impact surface 140 comes into contact and strikes the anvil surface 152.

На фиг. 12 показано схематичное представление рабочей колонны 230, проходящей от буровой установки 232, с рабочей колонной 230, размещенной концентрично в стволе 234 скважины. Рабочая колонна 230 должна функционально соединяться с компоновкой низа бурильной колонны, в общем, позиция 236. В варианте осуществления фиг. 12 компоновка 236 низа бурильной колонны включает в себя гидравлический забойный двигатель 238 для вращательного привода долота 2. Как понятно специалисту в данной области техники, в процессе бурения скважины буровой раствор подается насосом через рабочую колонну 230. Буровой раствор пропускается через гидравлический забойный двигатель, при этом обусловливая вращение части компоновки низа бурильной колонны. Вращающая сила передается на долото 2, что должно обеспечивать долоту 2 вращение относительно пилотного долота 32. Таким образом, долото 2 вращается, получая первую скорость вращения. Режущие элементы (например, режущие элементы 16, 18, 20, 22, фиг. 1) на рабочей поверхности 23 должны также взаимодействовать с поверхностью 240 контакта с коллектором. Срезанный на конус конец 54 пилотного долота 32 (показан на фиг. 4), вершина 102 пилотного долота 96 (показана на фиг. 6) или вершина 123 пилотного долота 119 должны взаимодействовать с поверхностью 240 контакта с коллектором. Понятно, что, если иное не указано, долота 2, 94, 113 и 130 функционируют одинаково и пилотные долота 32, 96, 119, и 144 функционируют одинаково.In FIG. 12 shows a schematic representation of a workstring 230 extending from a drilling rig 232 with a workstring 230 placed concentrically in the wellbore 234. The workstring 230 is to be operatively connected to the bottom hole assembly, generally 236. In the embodiment of FIG. 12, the bottomhole assembly 236 includes a mud motor 238 for rotary driving the bit 2. As one skilled in the art will appreciate, drilling fluid is pumped through a workstring 230 during well drilling. causing rotation of the bottom hole assembly portion. The rotational force is transmitted to the bit 2, which should provide the bit 2 rotation relative to the pilot bit 32. Thus, the bit 2 rotates, getting the first speed of rotation. The cutting elements (eg, cutting elements 16, 18, 20, 22, Fig. 1) on the working surface 23 must also interact with the contact surface 240 with the collector. The tapered end 54 of the pilot bit 32 (shown in FIG. 4), the tip 102 of the pilot bit 96 (shown in FIG. 6), or the tip 123 of the pilot bit 119 must engage with the reservoir contact surface 240. It is understood that, unless otherwise noted, bits 2, 94, 113, and 130 function the same and pilot bits 32, 96, 119, and 144 function the same.

Пилотное долото 32 может не вращаться во время бурения. Вместе с тем, вращение долота 2 относительно пилотного долота 32 может обусловливать вращение пилотного долота 32 под действием сил трения. Относительное вращение между долотом 2 и пилотным долотом 32 может быть обусловлено трением скольжения и качения между долотом 2 и пилотным долотом 32 и трением между обоими элементами и породой коллектора, окружающей ствол скважины. Долото 2 и пилотное долото 32 могут требовать отличающихся величин крутящего момента для преодоления трения качения и трения с породой коллектора, что может обусловливать вращение пилотного долота 32 со скоростью, отличающейся от скорости вращения долота 2. Относительное вращение может также быть обусловлено смещением оси вершины 102 от центральной линии долота 94, когда применяется пилотное долото 96. Долото 2 может вращаться с более высокой частотой вращения или скоростью, чем пилотное долото 32. Например, долото может вращаться со скоростью 80-400 об/мин, а пилотное долото может вращаться со скоростью 2-10 об/мин. Способ дополнительно включает в себя удары второй радиальной кулачковой поверхности 60 по первой радиальной кулачковой поверхности 80, при которых ударное усилие подается на рабочую поверхность 23 и пилотное долото 32. Таким путем относительное вращение между долотом 2 и пилотным долотом 32 преобразуется в относительное осевое перемещение между долотом 2 и пилотным долоPilot bit 32 may not rotate during drilling. However, the rotation of the bit 2 relative to the pilot bit 32 may cause the pilot bit 32 to rotate due to frictional forces. The relative rotation between bit 2 and pilot bit 32 may be due to sliding and rolling friction between bit 2 and pilot bit 32 and friction between both elements and the reservoir rock surrounding the wellbore. Bit 2 and pilot bit 32 may require different amounts of torque to overcome rolling friction and friction with reservoir rock, which may cause pilot bit 32 to rotate at a different speed than bit 2. Relative rotation may also be due to offset of tip 102 from bit center line 94 when pilot bit 96 is used. Bit 2 may rotate at a higher RPM or speed than pilot bit 32. For example, the bit may rotate at 80-400 rpm and the pilot bit may rotate at speed 2 -10 rpm The method further includes striking the second radial cam surface 60 against the first radial cam surface 80, in which the impact force is applied to the working surface 23 and the pilot bit 32. In this way, the relative rotation between the bit 2 and the pilot bit 32 is converted into a relative axial movement between the bit 2 and pilot dolo

- 8 039489 том 32. Режущее и разрушающее действие режущих элементов 16, 18, 20, 22 и пилотного долота 32 в соединении с ударным усилием должно реализовать бурение ствола скважины.- 8 039489 volume 32. The cutting and destructive action of the cutting elements 16, 18, 20, 22 and the pilot bit 32 in connection with the impact force must realize the drilling of the wellbore.

Как указано выше, в одном варианте осуществления первая радиальная кулачковая поверхность содержит наклонный участок и вертикальный участок и вторая радиальная кулачковая поверхность содержит наклонный участок и вертикальный участок, которые являются ответными и взаимодействуют для создания ударного усилия на радиально плоских площадях, таких как площади 74a, 74b, 74c, фиг. 2. В одном варианте осуществления рабочая колонна содержит гидравлический забойный двигатель для подачи вращательного усилия; вместе с тем, другие варианты осуществления включают в себя вращающее средство на поверхности для придания вращения рабочей колонне с бурового пола. В другом варианте осуществления рабочая колонна выбрана из группы, включающей в себя собранную из труб бурильную колонну, колонну в виде гибкой насосно-компрессорной трубы и трубу для спуска под давлением. Признаком одного варианта осуществления является то, что взаимодействующая поверхность (т.е. дальний конец пилотного долота 32) может являться эксцентричной конической поверхностью, поверхностью обрубленного профиля или другой аналогичной поверхностью.As noted above, in one embodiment, the first radial cam surface comprises an inclined portion and a vertical portion, and the second radial cam surface comprises an inclined portion and a vertical portion that are responsive and cooperate to generate an impact force on radially flat areas, such as areas 74a, 74b. , 74c, fig. 2. In one embodiment, the workstring includes a hydraulic downhole motor to supply rotational force; however, other embodiments include rotating means at the surface for imparting rotation to the workstring from the drilling floor. In another embodiment, the work string is selected from the group consisting of a tubular drill string, a coiled tubing string, and a descent pipe. A feature of one embodiment is that the engagement surface (ie, the distal end of the pilot bit 32) may be an eccentric conical surface, a stub profile surface, or other similar surface.

На фиг. 13 показано устройство 302, включающее в себя вращающийся элемент 304 (в некоторых случаях называемый вращающейся частью) и второй элемент 306 (в некоторых случаях называемый второй частью). Вращающийся элемент 304 и второй элемент 306 можно каждый по меньшей мере частично устанавливать в кожухе 308. Вращающийся элемент 304 может включать в себя первую радиальную поверхность 310. Второй элемент 306 может включать в себя вторую радиальную поверхность 312, противоположную первой радиальной поверхности 310. Первая радиальная поверхность 310 или вторая радиальная поверхность 312 может включать в себя сужающуюся поверхность, как описано выше. В одном варианте осуществления обе радиальные поверхности 310, 312 включают в себя сужающуюся поверхность. Сужающаяся поверхность может иметь волнообразный профиль. Понятно, что вращающиеся элементы 304 можно устанавливать выше или ниже второго элемента 306.In FIG. 13 shows a device 302 including a rotating element 304 (called a rotating part in some cases) and a second element 306 (called a second part in some cases). The rotating element 304 and the second element 306 may each be at least partially mounted in the housing 308. The rotating element 304 may include a first radial surface 310. The second element 306 may include a second radial surface 312 opposite the first radial surface 310. The first radial surface 310 or second radial surface 312 may include a tapered surface as described above. In one embodiment, both radial surfaces 310, 312 include a tapered surface. The tapering surface may have a wave-like profile. It is understood that the rotating elements 304 may be mounted above or below the second element 306.

Устройство 302 может включать в себя одно или более тел 314 качения. В одном варианте осуществления устройство 302 включает в себя два тела 314a, 314b качения, как показано на фиг. 13. Каждое тело качения может иметь, без ограничения, сферическую наружную поверхность с диаметром, приблизительно равным половине внутреннего диаметра кожуха 308, так что тела 314a и 314b качения имеют постоянный контакт друг с другом. Понятно, что устройство 302 может включать в себя любое число тел качения. Число тел качения, включенное в состав в скважинном устройстве, может быть равным числу высоких точек или рамп на каждой из радиальных поверхностей 310 и 312. Каждое из тел качения может иметь один размер.Device 302 may include one or more rolling elements 314. In one embodiment, the device 302 includes two rolling elements 314a, 314b as shown in FIG. 13. Each rolling element may have, without limitation, a spherical outer surface with a diameter approximately equal to half the inner diameter of the housing 308, such that the rolling elements 314a and 314b are in constant contact with each other. It is understood that the device 302 may include any number of rolling elements. The number of rolling elements included in the composition in the downhole device may be equal to the number of high points or ramps on each of the radial surfaces 310 and 312. Each of the rolling elements may have one size.

Вращающийся элемент 304 может вращаться непрерывно относительно второго элемента 306, т.е. вращающийся элемент 304 может поворачиваться на угол больше 360° относительно второго элемента 306. В одном варианте осуществления второй элемент 306 является не вращающимся элементом. Не вращающийся элемент означает, что элемент выполнен без возможности вращения и элемент является, по существу, не вращающимся относительно вращающегося элемента. В другом варианте осуществления второй элемент 306 является элементом, вращающимся со скоростью, отличающейся от скорости вращения вращающегося элемента 304. Скорость вращения является скоростью, которую можно измерить в единицах частоты вращения или оборотах в минуту (об/мин). В дополнительном варианте осуществления второй элемент 306 и вращающийся элемент 304 вращаются в противоположных направлениях. Во всех вариантах осуществления, когда вращающийся элемент 304 вращается относительно второго элемента 306, тела качения 314 перемещаются между первой и второй радиальными поверхностями 310 и 312, при этом создавая осевое перемещение второго элемента 306 относительно вращающихся элементов 304. Тела качения 314 могут каждое перемещаться на 360° по кольцевому пути относительно второй радиальной поверхности 312. Тела качения 314 могут также каждое перемещаться на 360° по кольцевому пути относительно первой радиальной поверхности 310. Перемещение тел 314 качения на первой и второй радиальных поверхностях 310 и 312 может проходить одновременно, так что тела качения 314 перемещаются на 360° по кольцевому пути относительно первой радиальной поверхности 310 и одновременно перемещаются на 360° по кольцевому пути относительно второй радиальной поверхности 312.The rotating element 304 may rotate continuously relative to the second element 306, i.e. the rotating element 304 can rotate more than 360° relative to the second element 306. In one embodiment, the second element 306 is a non-rotating element. A non-rotating element means that the element is non-rotatable and the element is substantially non-rotating relative to the rotating element. In another embodiment, the second element 306 is an element rotating at a different speed than the rotating element 304. The rotation speed is a speed that can be measured in units of rotational speed or revolutions per minute (rpm). In a further embodiment, the second element 306 and the rotating element 304 rotate in opposite directions. In all embodiments, as the rotating element 304 rotates relative to the second element 306, the rolling elements 314 move between the first and second radial surfaces 310 and 312, while creating an axial movement of the second element 306 relative to the rotating elements 304. The rolling elements 314 can each move 360 ° along an annular path relative to the second radial surface 312. The rolling elements 314 may also each move 360° in an annular path relative to the first radial surface 310. The movement of the rolling elements 314 on the first and second radial surfaces 310 and 312 may pass simultaneously, so that the rolling elements 314 move 360° along the annular path relative to the first radial surface 310 and simultaneously move 360° along the annular path relative to the second radial surface 312.

Понятно, что устройство 302 не ограничено показанным устройством, задающим направление и наклон. Другими словами, устройство 302 должно функционировать, когда первая радиальная поверхность 310 противостоит второй радиальной поверхности 31 с одним или несколькими телами качения, установленными между ними. Устройство 302 можно расположить в перевернутом вертикальном положении относительно показанного на данных чертежах. Устройство 302 можно также расположить в горизонтальном положении или любом другом наклонном положении.It is understood that the device 302 is not limited to the direction and tilt device shown. In other words, the device 302 must function when the first radial surface 310 is opposed to the second radial surface 31 with one or more rolling elements installed between them. The device 302 can be positioned in an inverted vertical position relative to that shown in these drawings. The device 302 may also be placed in a horizontal position or any other inclined position.

На фиг. 14A в сечении по линии А-А фиг. 13 показаны тела 314a, 314b качения на первой радиальной поверхности 310, установленные в кожухе 308. На фиг. 14B показано альтернативное сечение по линии А-А фиг. 13. В данном варианте осуществления устройство 302 включает в себя три тела качения, а именно тела 314a, 314b, 314c качения. На фиг. 14C в другом альтернативном сечении по линии A-A фиг. 13 показано устройство 302, включающее в себя четыре тела качения, а именно тела 314a, 314b, 314c, 314d качения. На фиг. 14D в другом альтернативном сечении по линии А-А фиг. 13 показано устIn FIG. 14A in section along the line A-A of FIG. 13 shows the rolling elements 314a, 314b on the first radial surface 310 mounted in the housing 308. In FIG. 14B shows an alternative section along line A-A of FIG. 13. In this embodiment, the device 302 includes three rolling elements, namely the rolling elements 314a, 314b, 314c. In FIG. 14C in another alternate section taken along line A-A of FIG. 13 shows a device 302 including four rolling elements, namely rolling elements 314a, 314b, 314c, 314d. In FIG. 14D in another alternate section taken along line A-A of FIG. 13 mouth shown

- 9 039489 ройство 302, включающее в себя десять тел качения, а именно тела 314a, 314b, 314c, 314d, 314e, 314f, 314g, 314h, 314i, 314j качения. Каждому телу качения фиг. 14B-14D можно придать такие размеры, чтобы каждое тело качения имело контакт с двумя смежными телами качения.- 9 039489 system 302, which includes ten rolling elements, namely rolling elements 314a, 314b, 314c, 314d, 314e, 314f, 314g, 314h, 314i, 314j. Each rolling element of FIG. 14B-14D may be sized such that each rolling element is in contact with two adjacent rolling elements.

На фиг. 15 показано устройство 302 с направляющим элементом 316, установленным между радиальными поверхностями 310 и 312. Направляющий элемент 316 можно применяться для удержания тел 314a и 314b качения в фиксированном положении относительно друг друга. На фиг. 16A в сечении по линии В-В, фиг. 15 показаны тела 314a, 314b качения, удерживаемые направляющим элементом 316 на первой радиальной поверхности 310, расположенной в кожухе 308. В данном варианте осуществления телам 314a, 314b качения приданы такие размеры, что они имеют постоянный контакт друг с другом. На фиг. 16B показано альтернативное сечение по линии B-B, фиг. 15. В данном варианте осуществления устройство 302 включает в себя два тела 314a, 314b качения, причем телам качения приданы такие размеры, что они отделены друг от друга. Направляющий элемент 316 удерживает тела 314a, 314b качения в фиксированном положении относительно друг друга, например, с интервалом 180°. На фиг. 16C показано другое альтернативное сечение по линии В-В, фиг. 15. В данном варианте осуществления устройство 302 включает в себя три тела 314a, 314b, 314c качения, где телам качения приданы такие размеры, что они отделены друг от друга и удерживаются в фиксированном положении относительно друг друга направляющим элементом 316, например, с интервалом 120°. На фиг. 16D показано другое альтернативное сечение по линии В-В, фиг. 15. В данном варианте осуществления устройство 302 включает в себя четыре тело 314a, 314b, 314c, 314d качения, где телам качения приданы такие размеры, что они отделены друг от друга и удерживаются в фиксированном положении относительно друг друга направляющим элементом 316, например, с интервалом 90°. Понятно, что направляющий элемент 316 можно применять с любым числом тел 314 качения. Применение направляющего элемента 316 является предпочтительным, когда телам качения 314 приданы такие размеры, что каждое тело качения не имеет постоянного контакта с двумя смежными телами качения, как в вариантах осуществления, показанных на фиг. 16B-16D.In FIG. 15 shows the device 302 with the guide element 316 installed between the radial surfaces 310 and 312. The guide element 316 can be used to hold the rolling elements 314a and 314b in a fixed position relative to each other. In FIG. 16A in section along the line B-B, FIG. 15 shows the rolling elements 314a, 314b held by the guide member 316 on the first radial surface 310 located in the housing 308. In this embodiment, the rolling elements 314a, 314b are sized so that they are in constant contact with each other. In FIG. 16B shows an alternative section along line B-B, FIG. 15. In this embodiment, the device 302 includes two rolling elements 314a, 314b, the rolling elements being sized such that they are separated from each other. The guide element 316 holds the rolling elements 314a, 314b in a fixed position relative to each other, for example at 180° intervals. In FIG. 16C shows another alternative section along line B-B, FIG. 15. In this embodiment, the device 302 includes three rolling elements 314a, 314b, 314c, where the rolling elements are sized so that they are separated from each other and held in a fixed position relative to each other by the guide element 316, for example, at intervals of 120 °. In FIG. 16D shows another alternative section along line B-B, FIG. 15. In this embodiment, the device 302 includes four rolling elements 314a, 314b, 314c, 314d, where the rolling elements are sized so that they are separated from each other and held in a fixed position relative to each other by a guide element 316, for example, with interval 90°. It is clear that the guide element 316 can be used with any number of rolling elements 314. The use of a guide element 316 is preferred when the rolling elements 314 are sized such that each rolling element is not in constant contact with two adjacent rolling elements, as in the embodiments shown in FIG. 16B-16D.

На фиг. 17 показано буровое устройство 400, включающее в себя верхний элемент 402, долото 404 и пилотное долото 406. Верхний элемент 402 может включать в себя верхний конец 408 с наружным диаметром, который содержит наружное резьбовое средство 410. Наружное резьбовое средство 410 можно соединять с рабочей колонной. Наружное резьбовое средство 410 может проходить до радиального заплечика 412. Верхний элемент 402 может также включать в себя наружную поверхность 414, проходящую от радиального заплечика 412 до нижней радиальной поверхности 416 на нижнем конце 418 верхнего элемента 402. Верхний элемент 402 может дополнительно включать в себя внутреннюю полость 420, включающую в себя радиальную кулачковую поверхность 422 и радиальную поверхность 424. Канал 426 верхнего элемента 402 может проходить от внутренней полости 420 до нижней полости 428 с внутренним резьбовым средством 430. Внутреннее резьбовое средство 430 может проходить до нижней радиальной поверхности 416. Верхний элемент 402 может быть любым компонентом скважинной бурильной компоновки, которую функционально соединяют с буровым долотом или другим инструментом с функциональными возможностями бурения скважины в пласт горной породы. Например, верхний элемент 402 может быть, без ограничения, компонентом компоновки низа бурильной колонны, которая включает в себя приборы измерений во время бурения, гидравлический забойный двигатель и утяжеленные бурильные трубы.In FIG. 17 shows a drilling tool 400 including a top member 402, a bit 404, and a pilot bit 406. The top member 402 may include an outer diameter top end 408 that includes an external threaded means 410. The external threaded means 410 may be coupled to a workstring. . The male threaded means 410 may extend up to the radial shoulder 412. The upper member 402 may also include an outer surface 414 extending from the radial shoulder 412 to a lower radial surface 416 at the lower end 418 of the upper member 402. The upper member 402 may further include an inner a cavity 420 including a radial cam surface 422 and a radial surface 424. The channel 426 of the upper element 402 may extend from the inner cavity 420 to the lower cavity 428 with an internal threaded means 430. The internal threaded means 430 may extend to the lower radial surface 416. The upper element 402 may be any component of a downhole drilling assembly that is operatively connected to a drill bit or other tool with the functionality of drilling a hole into a rock formation. For example, the upper member 402 may be, without limitation, a component of a bottom hole assembly that includes measurement while drilling tools, a mud motor, and drill collars.

Верхний конец 432 долота 404 может включать в себя наружное резьбовое средство 434, проходящее до радиального заплечика 436. Нижний конец 438 долота 404 может включать в себя лопасти 440 и 442. Внутренний канал 444 может проходить через долото 404 от верхнего конца 432 до нижнего конца 438. Если иное не указано, долото 404 может включать в себя элементы, одинаковые с долотом 2 и долотом 113. Верхний конец 432 долота 404 можно установить в нижней полости 428 с наружным резьбовым средством 434 долота 404, взаимодействующим с внутренним резьбовым средством 430 верхнего элемента 402. При этом долото 404 и верхний элемент 402 свинчивают так, что нижняя радиальная поверхность 416 верхнего элемента 402 взаимодействует с радиальным заплечиком 436 долота 404.Upper end 432 of bit 404 may include external threaded means 434 extending to radial shoulder 436. Lower end 438 of bit 404 may include blades 440 and 442. Inner bore 444 may extend through bit 404 from upper end 432 to lower end 438 Unless otherwise noted, bit 404 may include features similar to bit 2 and bit 113. Upper end 432 of bit 404 may be mounted in lower cavity 428 with external threaded means 434 of bit 404 cooperating with internal threaded means 430 of upper member 402 In this case, the bit 404 and the upper element 402 are screwed so that the lower radial surface 416 of the upper element 402 interacts with the radial shoulder 436 of the bit 404.

Пилотное долото 406 может включать в себя участок 446 в виде вала, проходящий от верхнего участка 448 до конического участка 450. Вершина 452 конического участка 450 может быть смещена от центральной линии 454 верхнего элемента 402 и долота 404. Верхний участок 448 может быть установлен во внутренней полости 420 верхнего элемента 402. Верхний участок 448 может включать в себя радиальную кулачковую поверхность 456 и радиальный заплечик 458. Радиальный заплечик 458 пилотного долота 406 может взаимодействовать с радиальной поверхностью 424 верхнего элемента 402 для удержания верхнего участка 448 во внутренней полости 420. Участок 446 в виде вала пилотного долота 406 может быть установлен проходящим через канал 426 верхнего элемента 402 и через внутренний канал 444 долота 404. Канал 426 и внутренний канал 444 могут каждый быть выполнен с возможностью приема участка 446 в виде вала пилотного долота 406. В одном варианте осуществления канал 426 и внутренний канал 444 имеют приблизительно равные внутренние диаметры.The pilot bit 406 may include a shaft portion 446 extending from the top portion 448 to the conical portion 450. The apex 452 of the conical portion 450 may be offset from the center line 454 of the upper member 402 and the bit 404. The upper portion 448 may be installed in an internal cavity 420 of the upper member 402. The upper portion 448 may include a radial cam surface 456 and a radial shoulder 458. The radial shoulder 458 of the pilot bit 406 may engage with the radial surface 424 of the upper member 402 to retain the upper portion 448 within the inner cavity 420. pilot bit shaft 406 may be configured to extend through channel 426 of upper member 402 and through inner channel 444 of bit 404. Channel 426 and inner channel 444 may each be configured to receive pilot bit shaft section 446 406. In one embodiment, the channel 426 and inner channel 444 are approximately equal nye internal diameters.

Устройство 400 может дополнительно включать в себя тела 460 и 462 качения, установленные во внутренней полости 420 между и в контакте с радиальной кулачковой поверхностью 422 верхнего элемента 402 и радиальной кулачковой поверхностью 456 пилотного долота 406. Тела 460 и 462 каченияThe device 400 may further include rolling elements 460 and 462 mounted in the internal cavity 420 between and in contact with the radial cam surface 422 of the upper member 402 and the radial cam surface 456 of the pilot bit 406. Rolling elements 460 and 462

- 10 039489 можно также называть вращающимися элементами. В одном предпочтительном варианте осуществления тела 460 и 462 качения являются сферическими элементами, такими как шарикоподшипники из нержавеющей стали или керамические шарики. В данном варианте осуществления каждый сферический элемент может иметь диаметр, приблизительно равный половине внутреннего диаметра внутренней полости 420, при этом сферические элементы имеют контакт друг с другом. Понятно, что устройство 400 может включать в себя любое число тел качения. Число тел качения, включенных в состав, может быть равным числу высоких точек или рамп на каждой из радиальных кулачковых поверхностей 422 и 456. Каждое из тел качения может иметь один размер. Радиальные кулачковые поверхности 422 и 456 могут каждая включать в себя любые формы, описанные выше со ссылками на фиг. 9A-9C, показывающие радиальную кулачковую поверхность 125.- 10 039489 can also be called rotating elements. In one preferred embodiment, the rolling elements 460 and 462 are spherical elements such as stainless steel ball bearings or ceramic balls. In this embodiment, each spherical element may have a diameter approximately equal to half the inner diameter of the inner cavity 420, with the spherical elements in contact with each other. It is understood that the device 400 may include any number of rolling elements. The number of rolling elements included in the composition may be equal to the number of high points or ramps on each of the radial cam surfaces 422 and 456. Each of the rolling elements may have one size. The radial cam surfaces 422 and 456 may each include any of the shapes described above with reference to FIGS. 9A-9C showing the radial cam surface 125.

Верхний элемент 402 и долото 404 могут вращаться относительно пилотного долота 406. Тела 460 и 462 качения могут свободно перемещаться между радиальными кулачковыми поверхностями 422 и 456, когда верхний элемент 402 вращается относительно пилотного долота 406. В одном варианте осуществления тело 460 и 462 качения может перемещаться в кольцевом пути на каждой радиальной кулачковой поверхности 422 и 456, когда верхний элемент 402 вращается относительно пилотного долота 406. Данное перемещение тел 460 и 462 качения по радиальным кулачковым поверхностям 422 и 456 может обусловливать осевое перемещение пилотного долота 406 относительно верхнего элемента 402 и долота 404. Применение тел 460 и 462 качения обеспечивает уменьшенный прямой удар между радиальными кулачковыми поверхностями 422 и 456, что может увеличивать рабочий ресурс верхнего элемента 402 и пилотного долота 406. Буровое устройство 400 может быть одинаковым по конструкции с долотом 113, показанным на фиг. 8, за исключением того, что тела качения установлены в полости верхнего элемента вместо полости в долоте.Upper member 402 and bit 404 are rotatable relative to pilot bit 406. Rollers 460 and 462 are free to move between radial cam surfaces 422 and 456 as upper member 402 is rotated relative to pilot bit 406. In one embodiment, rolling elements 460 and 462 are movable. in an annular path on each radial cam surface 422 and 456 as the top member 402 rotates relative to the pilot bit 406. This movement of the rolling elements 460 and 462 over the radial cam surfaces 422 and 456 may cause axial movement of the pilot bit 406 relative to the top member 402 and bit 404 The use of rolling elements 460 and 462 provides reduced forward impact between the radial cam surfaces 422 and 456, which can increase the life of the top member 402 and pilot bit 406. Drilling tool 400 may be of the same design as bit 113 shown in FIG. 8, except that the rolling elements are installed in the cavity of the upper element instead of the cavity in the bit.

В другом варианте осуществления устройство 400 может быть сконфигурировано для применения без тела качения так, что радиальные кулачковые поверхности 422 и 456 напрямую контактируют друг с другом для создания осевого перемещения пилотного долота 406 относительно долота 404, как описано со ссылками на фиг. 1-7. В другом варианте осуществления устройство 400 может быть сконфигурировано для применения без тела качения и с ударной поверхностью на верхнем элементе 402, выполненной с возможностью удара поверхности наковальни на пилотном долоте 406 для создания осевого перемещения пилотного долота 406 относительно долота 404, как описано со ссылками на фиг. 10-11.In another embodiment, the device 400 may be configured for use without a rolling element such that the radial cam surfaces 422 and 456 directly contact each other to create axial movement of the pilot bit 406 relative to the bit 404, as described with reference to FIG. 1-7. In another embodiment, the device 400 may be configured for use without a rolling element and with a striking surface on the upper member 402 configured to strike the anvil surface on the pilot bit 406 to create axial movement of the pilot bit 406 relative to the bit 404, as described with reference to FIG. . 10-11.

Хотя настоящее изобретение описано весьма детально со ссылкой на некоторые предпочтительные его варианты, возможны другие варианты. Поэтому, сущность и объем прилагаемой формулы изобретения не ограничен описанием предпочтительных вариантов в настоящем документе.While the present invention has been described in great detail with reference to certain preferred embodiments, other variations are possible. Therefore, the spirit and scope of the appended claims is not limited to the description of the preferred embodiments herein.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯCLAIM

Claims (13)

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯCLAIM 1. Устройство для бурения ствола скважины, содержащего рабочую колонну, концентрически установленную в нем, при этом устройство содержит долото в сборе, содержащее втулку, корпус долота и направляющую для долота;1. Device for drilling a wellbore containing a work string concentrically mounted therein, the device contains a bit assembly containing a sleeve, a bit body and a guide for the bit; причем втулка содержит первый конец, внутреннюю полость и второй конец, при этом первый конец функционально соединен с рабочей колонной, при этом внутренняя полость содержит профиль с первой радиальной кулачковой поверхностью;moreover, the sleeve contains the first end, the inner cavity and the second end, while the first end is functionally connected to the work string, while the inner cavity contains a profile with a first radial Cam surface; причем корпус долота содержит первый конец, второй конец и центральный канал, проходящий от первого конца до второго конца, причем первый конец корпуса долота функционально соединен со вторым концом втулки, при этом корпус долота выполнен с возможностью вращения с вращением втулки, при этом второй конец корпуса долота включает в себя рабочую поверхность, содержащую режущий элемент;wherein the bit body comprises a first end, a second end and a central channel extending from the first end to the second end, wherein the first end of the bit body is operatively connected to the second end of the bushing, wherein the bit body is rotatable with the rotation of the bushing, wherein the second end of the body bits includes a working surface containing a cutting element; причем направляющая для долота соединена с возможностью вращения во внутренней полости втулки и проходит через центральный канал корпуса долота за рабочую поверхность корпуса долота, при этом направляющая для долота включает в себя первый конец и второй конец, причем первый конец включает в себя вторую радиальную кулачковую поверхность, при этом второй конец направляющей для долота включает в себя взаимодействующую поверхность, взаимодействующую с пластом, окружающим ствол скважины;moreover, the guide for the bit is connected for rotation in the internal cavity of the sleeve and passes through the central channel of the body of the bit beyond the working surface of the body of the bit, while the guide for the bit includes the first end and the second end, the first end including the second radial cam surface, wherein the second end of the bit guide includes an interaction surface that interacts with the formation surrounding the wellbore; при этом долото в сборе дополнительно содержит по меньшей мере два тела качения, установленных между и в контакте с первой радиальной кулачковой поверхностью и второй радиальной кулачковой поверхностью, причем по меньшей мере два тела качения выполнены с возможностью нахождения в непосредственном контакте друг с другом, при этом диаметр каждого по меньше мере из двух тел качения приблизительно равен половине внутреннего диаметра внутренней полости;wherein the bit assembly further comprises at least two rolling elements installed between and in contact with the first radial cam surface and the second radial cam surface, wherein at least two rolling elements are configured to be in direct contact with each other, wherein the diameter of each of the at least two rolling elements is approximately equal to half the inner diameter of the inner cavity; при этом первая радиальная кулачковая поверхность содержит волнообразный профиль, а вторая радиальная кулачковая поверхность содержит или волнообразный профиль, или радиально плоскую поверхность или вторая радиальная кулачковая поверхность содержит волнообразный профиль, а первая радиальная кулачковая поверхность содержит или волнообразный профиль, или радиально плоскую поверхность; иwherein the first radial cam surface contains a wavy profile, and the second radial cam surface contains either a wavy profile, or a radially flat surface, or the second radial cam surface contains a wavy profile, and the first radial cam surface contains either a wavy profile, or a radially flat surface; and - 11 039489 при этом втулка и корпус долота выполнены с возможностью вращения относительно направляющей для долота, перемещая тем самым по меньшей мере два тела качения по первой и второй радиальным кулачковым поверхностям и способствуя аксиальному перемещению направляющей для долота относительно втулки и корпуса долота.- 11 039489 wherein the bushing and the body of the bit are made rotatable relative to the guide for the bit, thereby moving at least two rolling elements along the first and second radial cam surfaces and contributing to the axial movement of the guide for the bit relative to the bushing and the body of the bit. 2. Устройство по п.1, в котором взаимодействующая поверхность направляющей для долота представляет собой эксцентричную коническую поверхность или обрубленную поверхность.2. The apparatus of claim 1, wherein the bit guide engagement surface is an eccentric conical surface or a stub surface. 3. Устройство по п.1, дополнительно содержащее удерживающий элемент, функционально связанный с направляющей для долота для удержания направляющей для долота во внутренней полости.3. The apparatus of claim 1, further comprising a retaining member operatively associated with the bit guide to retain the bit guide in the interior cavity. 4. Устройство по п.1, в котором каждое по меньшей мере из двух тел качения включает в себя сферическую наружную поверхность.4. The apparatus of claim 1, wherein each of the at least two rolling elements includes a spherical outer surface. 5. Устройство по п.4, в котором каждое по меньшей мере из двух тел качения содержит шарикоподшипники из нержавеющей стали или керамики.5. The device according to claim 4, in which each of the at least two rolling elements contains stainless steel or ceramic ball bearings. 6. Устройство по п.1, в котором по меньшей мере два тела качения содержат три или более тел качения, при этом каждое из трех или более тел качения имеет непосредственный контакт с двумя смежными телами качения.6. The apparatus of claim 1, wherein the at least two rolling elements comprise three or more rolling elements, with each of the three or more rolling elements in direct contact with two adjacent rolling elements. 7. Устройство по п.1, в котором долото в сборе дополнительно содержит направляющий элемент, причем направляющий элемент установлен между первой и второй радиальными кулачковыми поверхностями для удержания по меньшей мере двух тел качения в фиксированном положении относительно друг друга.7. The apparatus of claim 1, wherein the bit assembly further comprises a guide element, the guide element being positioned between the first and second radial cam surfaces to hold at least two rolling elements in a fixed position relative to each other. 8. Устройство по п.1, в котором волнообразный профиль первой радиальной кулачковой поверхности содержит множество высоких точек, причем количество по меньшей мере двух тел качения равно числу высоких точек.8. The device according to claim 1, wherein the undulating profile of the first radial cam surface comprises a plurality of high points, wherein the number of at least two rolling elements is equal to the number of high points. 9. Устройство по п.1, в котором волнообразный профиль второй радиальной кулачковой поверхности содержит множество высоких точек, причем количество по меньшей мере двух тел качения равно числу высоких точек.9. The device according to claim 1, wherein the undulating profile of the second radial cam surface comprises a plurality of high points, wherein the number of at least two rolling elements is equal to the number of high points. 10. Способ бурения ствола скважины, включающий в себя этапы, на которых:10. A method for drilling a wellbore, including the steps of: a) спускают устройство для бурения по п.1 в ствол скважины, причем рабочая колонна содержит гидравлический забойный двигатель, функционально соединенный с долотом в сборе;a) lowering the drilling device of claim 1 into the wellbore, the workstring comprising a hydraulic downhole motor operatively connected to the bit assembly; b) вводят в контакт режущий элемент рабочей поверхности с поверхностью контакта коллектора;b) bringing the working surface cutting element into contact with the collector contact surface; c) подают буровой раствор через рабочую колонну к гидравлическому забойному двигателю для вращения втулки и корпуса долота относительно направляющей для долота, вызывая тем самым перемещение по меньшей мере двух тел качения по первой и второй радиальным кулачковым поверхностям, способствуя аксиальному перемещению направляющей для долота относительно втулки и корпуса долота с обеспечением контакта с поверхностью контакта коллектора при бурении ствола скважины посредством долота в сборе.c) supplying drilling fluid through the workstring to the hydraulic downhole motor to rotate the bushing and bit body relative to the bit guide, thereby causing at least two rolling elements to move along the first and second radial cam surfaces, facilitating axial movement of the bit guide relative to the bushing, and bit body to ensure contact with the collector contact surface when drilling the wellbore by means of the bit assembly. 11. Способ по п.10, в котором рабочая колонна является собранной из труб бурильной колонной или колонной из гибкой насосно-компрессорной трубы.11. The method of claim 10 wherein the work string is a tubular drill string or coiled tubing string. 12. Способ по п.10, в котором взаимодействующая поверхность направляющей для долота является эксцентричной конической поверхностью или обрубленной поверхностью.12. The method of claim 10, wherein the bit guide engagement surface is an eccentric conical surface or a stub surface. 13. Способ по п.10, в котором на этапе (c) направляющая для долота вращается вследствие сил трения, связанных с вращением корпуса долота и втулки, при этом скорость вращения направляющей для долота не равна скорости вращения корпуса долота.13. The method of claim 10, wherein in step (c) the bit guide rotates due to frictional forces associated with the rotation of the bit body and sleeve, wherein the rotation speed of the bit guide is not equal to that of the bit body.
EA201891605A 2016-01-27 2017-01-13 Boring apparatus and method EA039489B1 (en)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US15/008,071 US9976354B2 (en) 2014-10-17 2016-01-27 Boring apparatus and method
PCT/US2017/013393 WO2017131969A1 (en) 2016-01-27 2017-01-13 Boring apparatus and method

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201891605A1 EA201891605A1 (en) 2018-12-28
EA039489B1 true EA039489B1 (en) 2022-02-02

Family

ID=59398747

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201891605A EA039489B1 (en) 2016-01-27 2017-01-13 Boring apparatus and method

Country Status (5)

Country Link
EP (1) EP3408490B1 (en)
CN (2) CN112343514B (en)
CA (1) CA3006024C (en)
EA (1) EA039489B1 (en)
WO (1) WO2017131969A1 (en)

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2725215A (en) * 1953-05-05 1955-11-29 Donald B Macneir Rotary rock drilling tool
EP0432786A1 (en) * 1989-12-14 1991-06-19 Boris Borisovic Lopatik Mechanism for the conversion of rotatory motion into reciprocating motion and vice versa
US5809837A (en) * 1994-05-02 1998-09-22 Shaffer; James E. Roller screw device for converting rotary to linear motion
US20060237234A1 (en) * 2005-04-25 2006-10-26 Dennis Tool Company Earth boring tool
US20110247882A1 (en) * 2010-04-07 2011-10-13 Hall David R Exhaust Port in a Protruding Element of a Downhole Drill Bit
US20160108678A1 (en) * 2014-10-17 2016-04-21 Ashmin Lc Boring apparatus and method
US20160208558A1 (en) * 2014-10-17 2016-07-21 Ashmin Lc Boring apparatus and method

Family Cites Families (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US1746455A (en) * 1929-07-08 1930-02-11 Shelley G Woodruff Drill bit
US2054255A (en) * 1934-11-13 1936-09-15 John H Howard Well drilling tool
US2727215A (en) 1952-04-30 1955-12-13 Brown Brockmeyer Company Selector switch
US2998086A (en) * 1954-09-27 1961-08-29 Joseph Morris Reciprocating core drill
US3443446A (en) * 1967-01-25 1969-05-13 George K Buergel Reciprocating motion creating double thrust ball bearing
AU2002302794B2 (en) * 2001-06-05 2008-08-07 Andergauge Limited Drilling apparatus
US7343989B2 (en) * 2005-10-24 2008-03-18 Smith International, Inc. Secondary retainer for a downhole hammer bit
CN103806833A (en) * 2014-03-18 2014-05-21 西南石油大学 High-speed rock-breaking drill tool
CN104405321B (en) * 2014-10-21 2017-09-01 中国石油天然气集团公司 The pressure of the drill is pushed away plus device

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2725215A (en) * 1953-05-05 1955-11-29 Donald B Macneir Rotary rock drilling tool
EP0432786A1 (en) * 1989-12-14 1991-06-19 Boris Borisovic Lopatik Mechanism for the conversion of rotatory motion into reciprocating motion and vice versa
US5809837A (en) * 1994-05-02 1998-09-22 Shaffer; James E. Roller screw device for converting rotary to linear motion
US20060237234A1 (en) * 2005-04-25 2006-10-26 Dennis Tool Company Earth boring tool
US20110247882A1 (en) * 2010-04-07 2011-10-13 Hall David R Exhaust Port in a Protruding Element of a Downhole Drill Bit
US20160108678A1 (en) * 2014-10-17 2016-04-21 Ashmin Lc Boring apparatus and method
US20160208558A1 (en) * 2014-10-17 2016-07-21 Ashmin Lc Boring apparatus and method

Also Published As

Publication number Publication date
CN112343514B (en) 2022-07-29
EP3408490C0 (en) 2023-11-08
EP3408490B1 (en) 2023-11-08
EP3408490A1 (en) 2018-12-05
CA3006024A1 (en) 2017-08-03
CN108463608B (en) 2021-01-15
CN112343514A (en) 2021-02-09
CN108463608A (en) 2018-08-28
EP3408490A4 (en) 2019-11-06
WO2017131969A1 (en) 2017-08-03
EA201891605A1 (en) 2018-12-28
CA3006024C (en) 2020-07-21

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US11136828B2 (en) Boring apparatus and method
US3429390A (en) Earth-drilling bits
US8720605B2 (en) System for directionally drilling a borehole with a rotary drilling system
US10760340B2 (en) Up drill apparatus and method
EP1415064B1 (en) Drilling apparatus
CA2694857A1 (en) System and method for directionally drilling a borehole with a rotary drilling system
AU2023203467B2 (en) Horizontal directional reaming
US9976354B2 (en) Boring apparatus and method
US11566473B2 (en) Horizontal directional reaming
EA039489B1 (en) Boring apparatus and method
RU2306401C1 (en) Tool for breaking rock
RU2167992C1 (en) Rocking single-cone drill bit
RU2654900C1 (en) Tool for rotary drilling
SU1613621A1 (en) Device for drilling wells
RU2507362C1 (en) Extending reamer