Совершенствование бурового инструмента для реактивно-турбинного бурения Текст научной статьи по специальности «Механика и машиностроение»

БУРЕНИЕ

УДК 622.24.05

Д.Ю. Сериков, к.т.н., доцент, Российский государственный университет нефти и газа имени И. М. Губкина (Москва, Россия), e-mail: [email protected]

совершенствование бурового инструмента для реактивно-турбинного бурения

Представлены результаты работы, направленной на совершенствование бурового инструмента для реактивно-турбинного бурения. Проведен анализ конструктивных особенностей и принципов работы агрегатов реактивно-турбинного бурения. Описаны основные преимущества данного способа бурения стволов и скважин большого диаметра. Установлено, что при работе шарошечного бурового долота с равномерно распределенными по окружности венцов зубчатыми элементами, когда все они загружены одинаково, реакция забоя приводит к паре сил, определяющей величину вращающего момента на долоте в данный момент времени.

На основе анализа износа отработанных шарошечных буровых долот были выявлены основные конструктивные недостатки существующего бурового инструмента, используемого при реактивно-турбинном бурении. Изучена кинематика шарошечного бурового долота в условиях реактивно-турбинного бурения. Установлено, что: каждая шарошка бурового долота обрабатывает забой по удлиненной гипоциклоиде; в разрушении породы большее участие принимают зубья периферийных венцов шарошек, при этом вершинные венцы также участвуют в этом процессе; зубья вооружения шарошек совершают значительные проскальзывания по забою с постоянно меняющимся направлением и величиной скольжения; для обеспечения плавного вращения агрегатов реактивно турбинного бурения и уменьшения раскачки их в процессе бурения необходимо использовать долота с равномерно распределенными по окружности рабочими элементами и располагать их симметрично относительно оси агрегата. Осуществлено математическое моделирование движения зубчатого элемента вооружения шарошки бурового долота, работающего в агрегате реактивно-турбинного бурения, позволившее определить основные геометрические характеристики вооружения, оказывающие наибольшее влияние на эффективность разрушения породы забоя. На основе проведенных исследований была разработана конструктивная схема шарошечного бурового долота с разноориентированным твердосплавным зубчатым вооружением для бурения средних и твердых пород способом реактивно-турбинного бурения, позволяющая значительно повысить эффективность работы инструмента за счет обеспечения равномерного износа зубьев всех венцов вооружения и снижения энергоемкости процесса разрушения породы. Применение предложенной конструктивной схемы позволит повысить механическую скорость бурения и снизить стоимость бурения скважин большого диаметра способом реактивно-турбинного бурения.

Ключевые слова: шарошечное буровое долото, мгновенная ось вращения, проскальзывание вооружения, реактивно-турбинное бурение.

D.Yu. Serikov, Gubkin Russian State University of Oil and Gas (Moscow, Russia), Candidate of Science (Engineering), Associate Professor, e-mail: [email protected]

Improvement of the drilling tool for reactive turbo drilling

The results of the work aimed at improvement of the drilling tool for reactive turbo drilling are presented. The analysis of design features and operational principles of reactive turbo drilling machines is performed. The main advantages of this method of large-size hole and well drilling are described. It is established that the bottom reaction causes a pair of forces determining the torque moment value at the bit in operation of the rolling drilling bit with geared elements equally spaced around the circumference of the rings in case of their equal loading.

Based on the used rolling drilling bits wear analysis the main design defects of the existing drilling tool used for reactive turbo drilling are revealed. The rolling drilling bit kinematics under the reactive turbo drilling conditions is studied. It is established that each drill bit roller cutter treats the bottom by an elongated hypocycloid; the peripheral roller cutter ring teeth cause rock breaking for the most part while the apical rings also take part in this process; the roller cutter cutting structure teeth make significant slips through the bottom with constantly changing direction and slip value; to provide smooth rotation of the reactive turbo drilling machines and to decrease their swinging within the drilling process

it is necessary to use the bits with the operating elements equally spaced around the circumference and to place them symmetric about the machine axis.

Mathematical simulation of movement of a drill bit roller cutter cutting structure geared element operating in a reactive turbo drilling machine is performed; it allowed determination of the main cutting structure geometric characteristics that have the greatest impact on the bottom rock breaking efficiency.

Based on the undertaken studies a construction diagram of the rolling drilling bit with a variously oriented hard-alloy geared cutting structure for drilling of medium and hard rock by means of reactive turbo drilling is developed to allow significant improvement of the tool operational efficiency providing a uniform wear of the teeth of all cutting structure rings and decreasing the rock breaking process energy output. Use of the introduced construction diagram allows increase in the cutting rate and to decrease in the cost of large-size well drilling by means of reactive turbo drilling.

Keywords: rolling drilling bit, instantaneous axis, cutting structure slip, reactive turbo drilling.

Несмотря на мировой экономический кризис, в настоящее время в различных отраслях промышленности у нас в стране и за рубежом существует устойчивая потребность в сооружении скважин диаметром от 0,5 до 6 м и глубиной 1000 м и более. Такие скважины необходимы для бурения под кондукторы сверхглубоких нефтегазовых и разведочных скважин, для сооружения нефтяных шахт, рудников и множества других целей. Одним из наиболее эффективных способов бурения таких скважин является разработанный учеными и конструкторами ВНИИБТ способ реактивно-турбинного бурения (РТБ). Бурение способом РТБ осуществляется с помощью специального забойного агрегата, состоящего из двух, трех или четырех параллельно работающих и жестко связанных между собой турбобуров с долотами (рис. 1). Нагнетаемая по трубам рабочая жидкость приводит во вращение валы турбобуров забойного агрегата с прикрепленными к ним буровыми долотами. Агрегат вращается самостоятельно под действием сил реакции забоя, в результате чего долота ограниченного диаметра обрабатывают всю площадь забоя большого диаметра. Зона контакта долот с забоем очищается от выбуренной породы струями жидкости, выходящими из сопел долот. Вынос выбуренной породы на поверхность осуществляется восходящим по стволу скважины потоком жидкости или с помощью эрлифта при бурении стволов большого диаметра.

К основным преимуществам этого способа бурения относятся:

• отсутствие большого крутящего момента на бурильной колонне;

• высокая скорость бурения;

• обеспечение вертикальности сооружаемых стволов;

• возможность использования серийно выпускаемого оборудования, предназначенного для бурения обычных нефтяных и газовых скважин. Основным рабочим элементом агрегатов РТБ, непосредственно контактирующим с забоем скважины, так же как и при обычных способах бурения, является шарошечное буровое долото.

К качеству буровых долот, используемых в агрегатах РТБ, предъявляются особо жесткие требования, связанные со спецификой данного способа бурения, т.е. одновременной работой 2-4 долот. Преждевременный выход из строя хотя бы одного из общего числа долот агрегата РТБ делает невозможным продолжение процесса бурения, требуя выполнения спуско-подьемных операций с целью замены инструмента. Это негативно сказывается как на скорости, так и на времени бурения, что в конечном итоге приводит к значительному увеличению стоимости буровых работ. Как правило, при бурении агрегатами РТБ используются серийные шарошечные долота. Однако, как показала многолетняя практика бурения способом РТБ, существующий бурильный инструмент, успешно работающий при обычных спо-

собах бурения, является недостаточно эффективным при использовании его в агрегатах РТБ. Так, стойкость серийного бурильного инструмента, работающего в агрегатах РТБ, находится в пределах 8-40 часов, при этом на твердых и средних породах стойкость бурильного инструмента определяется стойкостью вооружения, а на мягких породах - стойкостью опорных узлов. Низкая стойкость существующего бурильного инструмента при использовании его в агрегатах РТБ объясняется более сложными условиями бурения: сильным зашламлением забоя вследствие больших диаметров скважин; участием бурильного инструмента как в относительном движении вокруг своей оси, так и в переносном, вокруг оси вращения агрегата, что приводит к увеличению знакопеременных динамических нагрузок, действующих на вооружение бурильного инструмента, а также к значительному увеличению его проскальзывания по забою. Таким образом, существует необходимость повышения эффективности бурения скважин большого диаметра способом РТБ за счет улучшения качества бурильного инструмента. В связи с этим рассмотрим подробнее принцип и условия работы шарошечного бурового инструмента в агрегатах РТБ.

Круговая подача забойного агрегата РТБ происходит в основном за счет сил реакции забоя, действующих на агрегат через долота [1, 6]. На рисунке 2 изо-

Ссылка для цитирования (for references):

Сериков Д.Ю. Совершенствование бурового инструмента для реактивно-турбинного бурения // Территория «НЕФТЕГАЗ». - 2015. - № 5. - С. 38-45. Serikov D.Yu. Sovershenstvovanie burovogo instrumenta dlja reaktivno turbinnogo burenija [Improvement of the drilling tool for reactive turbo drilling]. Territorija «NEFTEGAZ» = OH and Gas Territory, 2015, No. 5. P. 38-45.

БУРЕНИЕ

Рис. 1. Реактивно-турбинный бур РТБ 6М2-2080

1 - переводник; 2 - траверса; 3 - ниппель; 4 - переводник предохранительный; 5 - переводник глухой; 6 - турбобур; 7 - хомут верхний; 8 - груз-утяжелитель верхний; 9 - груз-утяжелитель средний; 10 - груз-утяжелитель нижний; 11 - плита; 12 - переводник вала; 13 - долото Fig. 1. 6М2-2080 reactive turbine drill for reactive turbo drilling

1 - sub; 2 - cross member; 3 - nipple; 4 - wear sub; 5 - blind sub; 6 - turbodrill; 7 - upper clamp; 8 - upper load heaver; 9 - medium load heaver; 10 - lower load heaver; 11 - plate; 12 - shaft sub; 13 - bit

бражена принципиальная схема взаимодействия одного из долот агрегата с забоем и показана сила реакции забоя р, действующая со стороны забоя на один из зубьев вооружения вращающегося долота. Приложив, как это показано на рисунке 2, к оси долота диаметром d две взаимно уравновешивающие силы р, можно установить, что реакция забоя, передающаяся на агрегат через один из зубчатых элементов долота, приводится к паре сил с моментом р^/2 и к силе р, действующей на вал двигателя, проекция которой дает момент относительно оси агрегата диаметром D, равный по величине

cosa .

Если принять направление вращения против часовой стрелки положительным, то от каждого зубчатого элемента долота на агрегат будет действовать реактивный момент

стремящийся вращать агрегат вокруг его оси, и проекция реактивной силы

px=-psina;

стремящейся сдвинуть агрегат в сторону.

Если в установившемся режиме работы агрегата за среднюю величину реакции забоя на зубчатый элемент долота

принять ,

ср |Д 2

где MD - вращающий момент на долоте в установившемся режиме; k - количество зубчатых элементов долота, одновременно контактирующих с забоем, тогда

М D-d

EMr=MD k ^(cosai+cosa2---+cosai<)' 2М

ЕР=- ^D(sina1+sina2...+sinak).

Если у долот зубчатые элементы располагаются равномерно по окружности, то для них

40

№ 5 май 2015 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

DRILLING

Esina=0; Ecosa=0;

В этом случае

EMr=Md; ЕР=0.

Таким образом, при работе шарошечного долота с равномерно распределенными по окружности венцов зубчатыми элементами, когда все они загружены одинаково, реакция забоя приводит к паре сил, определяющей величину вращающего момента на долоте в данный момент времени.

С целью совершенствования вооружения бурового инструмента, предназначенного для работы в агрегатах РТБ, необходимо исследовать кинематику шарошечного бурового долота, работающего в условиях реактивно-турбинного бурения.

Из основ теоретической механики известно, что совокупность двух вращений твердого тела вокруг параллельных осей, не образующих пару вращений, эквивалентна одному вращению вокруг мгновенной оси с угловой скоростью, равной векторной сумме угловых скоростей составляющих вращений. При этом мгновенная ось делит расстояние между осями составляющих вращений (внутренним или внешним способом) на части, обратно пропорциональные модулям угловых скоростей, в зависимости от того, в одну или разные стороны направлены векторы этих скоростей [7]. Если векторы угловых скоростей юА и ш0 направлены в одну сторону, то суммарная скорость к>р = 6А+ со0, если в разные, то юр = к>0 - &А и направлена в сторону большей из угловых скоростей. Мгновенный центр скоростей, так же как и центр параллельных сил, не изменяет своего положения при повороте осей вращения (векторов юА и ш0) на один и тот же угол в пространстве, (если только их точки приложения 0 и 01 фиксированы (рис. 3).

Так как вращения соА и со0 направлены в разные стороны:

4 = Ъ

Di

■ Ю,

Рис. 2. Схема взаимодействия внешнего долота агрегата РТБ с забоем

Fig. 2 Reactive turbo drilling machine external bit and bottom interaction pattern

точка Р1 - мгновенный центр скоростей, который делит отрезок 001 внутренним или внешним образом на части, обратно

пропорциональные модулям угловых скоростей.

Определим положение точки Р1 ®а(ор1)= <\(0Л);

Таким образом,

орЗ. 11 1Г1.

Вращение вокруг двух осей Z0 и Z1 можно заменить вращением вокруг оси Z'1 с угловой скоростью шр, тогда абсолютная скорость будет определяться как

£Ьшш+3Р1.

Аналогично определяется абсолютная скорость для шарошек второго долота:

£Ьшш+3

Зная величину и направление абсолютной скорости, можно определить расположение мгновенного центра скоростей N для каждой из шарошек в заданный момент времени.Точка N всегда расположена на образующей шарошке, находящейся в соприкосновении с поверхностью забоя, в месте пересечения ее линией вектора абсолютной скорости вращения.

ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ № 5 май 2015

41

БУРЕНИЕ

Рис. 3. Принципиальная схема для определения мгновенных центров скоростей Fig. 3. The basic diagram for determination of instantaneous centers

Таким образом, предварительно определив положение нейтральной точки, а следовательно, венца чистого качения, можно более точно рассчитать передаточное отношение между корпусом долота и шарошкой по методике, основанной на принципе наименьшей затраты мощности [3, 4]. Суть методики заключается в определении венца чистого качения из условия равенства работ, совершаемых проскальзывающими зубьями вооружения шарошки справа и слева от искомого венца:

|SA.z.|-li;A.z.|<0

|]-1 J Jl В-»« J Jl

|SA.z.|-|EA.Z.|<O

13-1 J jl |]'-т+! J j|

где п - количество венцов шарошки; z.. - количество зубьев на венце шарошки.

В приведенном выше выражении перемена знака неравенства происходит

при переходе точки пересечения мгновенной оси вращения с образующей шарошки.

Эффективность работы вооружения шарошечного долота на забое скважины при РТБ определяется совокупностью его геометрических параметров. В связи с этим необходимо определить траектории движения зубьев шарошек в условиях данного способа бурения. Кинематическую информацию о любой точке зубчатых элементов вооружения шарошек можно получить с помощью уравнений движения (рис. 4):

Х=Е51'Пф0+Х1СО5ф0+У151Пф0; У=ЕСО5ф0-Х151Пф0+у1СО5ф0; «1

где:

x=Rsinф -гат|/^(ф + у)--г(1-^\|/)51'п(ф + у)соад;

y=Rcosф -гат^1'п(ф + у)--г(1-^\|/)со$(ф + у)сом;

2=г(1-^1|/)51'па;

где R - радиус окружности, по которой катится венец, мм; г - радиус катящегося венца, мм; а - угол наклона плоскости венца к плоскости поперечного сечения скважины, град.;

у - угол смещения оси шарошки в плане, град.

При этом

Ф=Ф1Ъ у=со21:; у=агс!д^); Ф0=ю^;

где со1 - угловая скорость долота (турбобура);

са2 - угловая скорость шарошки; ю°с- угловая скорость агрегата; 1=^=^ - передаточное число шарошки;

42

№ 5 май 2015 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

• ф

10=щ1=ф- - передаточное число долота.

На основе проведенных исследований было сделано математическое моделирование движения вооружения шарошки бурового инструмента [2], работающего в условиях РТБ. Результаты математического моделирования подтвердили предварительные предположения о том, что, несмотря на то что шарошки инструмента представляют собой конусы чистого качения, в условиях РТБ они работают со скольжением. Причем зубья вооружения имеют постоянно меняющееся во времени направление и величину проскальзывания в зависимости от расположения оси шарошки по отношению к оси вращения агрегата (рис. 5).

таким образом, анализ кинематики бурового долота, а также сил реакций забоя, действующих на забойный агрегат ртб, позволили сделать следующие выводы:

• каждая шарошка бурового долота обрабатывает забой по удлиненной гипоциклоиде;

• в разрушении породы большее участие принимают зубья периферийного венца шарошек, однако вершинные венцы также участвуют в этом процессе;

• зубья вооружения шарошек совершают значительные проскальзывания по забою с постоянно меняющимся направлением и величиной скольжения;

• при работе агрегата, имеющего долота с равномерно распределенными по окружности рабочими элементами, когда все они загружены одинаково, реакция забоя приводится к паре сил, и величина реактивного момента на агрегате независимо от его диаметра и расположения долот равна сумме моментов, развиваемых приводами долот;

• для обеспечения плавного вращения агрегатов РТБ и уменьшения «раскачки» их в процессе бурения необходимо использовать долота с равномерно распределенными по окружности рабочими элементами и располагать их симметрично относительно оси агрегата.

С целью практической реализации проведенных исследований была разработана конструктивная схема вооружения

Рис. 4. Принципиальная схема движения периферийного венца шарошки при РТБ Fig. 4. The basic diagram of peripheral roller cutter ring movement in reactive turbo drilling

Рис. 5. Траектория движения вершины зуба шарошки бурового долота при РТБ

Fig. 5. Drilling bit roller cutter tooth top movement mechanical trajectory in reactive turbo drilling

БУРЕНИЕ

ось вращения долота Roller cutter rotation axis

Рис. 6. Принципиальная схема долота с разнонаправленным твердосплавным зубчатым вооружением для бурения средних и твердых пород способом РТБ

Fig. 6. The basic diagram of the bit with a variously oriented hard-alloy geared cutting structure for drilling of medium and hard rock by means of reactive turbo drilling

шарошечного бурового долота, предназначенного для бурения средних и твердых пород способом РТБ [5]. Шарошка долота представляет собой преимущественно одноконусную конструкцию, нижняя образующая которой расположена перпендикулярно оси вращения агрегата (рис. 6), т.е. образует поверхность плоского горизонтального забоя, и оснащена разноориентирован-

ными твердосплавными зубьями различных размеров.

Такая геометрия шарошек позволяет обеспечить равномерность изнашивания твердосплавных зубчатых элементов всех венцов вооружения в процессе их работы и стабилизировать изменение контактного давления зубчатого вооружения на забой в течение всего периода работы инструмента.

Долото для РТБ с перспективной геометрией вооружения включает корпус

I с наклонными цапфами 2, на которых смонтированы шарошки 3 с основными 4, промежуточными 5 и периферийными 6 венцами, армированными твердосплавными зубчатыми элементами 7. Основной венец 4 имеет несколько рядов рабочих элементов 7. Шарошки 3 долота выполнены многоконусными, при этом половина угла конусности Р0 основного венца 4 определяется по формуле (30=90°-ф0, где ф0 - угол наклона оси цапфы к оси долота, град. Промежуточный и периферийный венцы 5 и 6 выполнены с углами конусности, уменьшающимися в направлении от основного венца к периферийному, и связаны между собой зависимостью:

п „ (0,7ч-1,1) И

Ч

Рг=Ргагс4д<2»

2

где Р1 и Р2 - половины угла конусности соответственно промежуточного и периферийного венцов, град.;

и 1л2 - высота вылета рабочих элементов соответственно на основном и промежуточном венцах, мм;

II - расстояние между осями рабочих элементов по их вершинам промежуточного венца и смежного с ним ряда основного венца, мм;

12 - расстояние между осями рабочих элементов по их вершинам на промежуточном и периферийном венцах, мм. Принцип работы долота заключается в следующем. Агрегат РТБ, в состав которого входит несколько долот, спускается в скважину. Под действием осевой нагрузки и крутящего момента, передаваемых от агрегата РТБ, зубчатые элементы 7 шарошек 3 внедряются в породу и разрушают ее. При этом зубчатые элементы совершают относительное вращение вокруг оси цапфы 2 и переносное движение вокруг оси вращения долота и агрегата РТБ, сопровождаемое проскальзыванием зубьев по забою скважины как вдоль оси шарошки, так и в перпендикулярном направлении. Продольное скольжение зубьев обусловлено вращением долота вокруг оси враще-

44

№ 5 май 2015 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

ния агрегата РТБ и ведет к быстрому износу вооружения шарошек. Для уменьшения влияния этого явления в предложенной конструкции изменена конфигурация шарошек и схема их вооружения. Так, угол конусности 2|30 основного венца 4 выбран из условия образования горизонтального забоя, а промежуточный 5 и периферийный 6 венцы выполнены с уменьшающимися в направлении от основного венца к периферийному, т.е. (30> Ра> Р2 , углами конусности, определяемыми по вышеприведенным формулам и обеспечивающими предварительное разрушение забоя. Окончательное же разрушение забоя осуществляется венцами основного конуса 4, которые работают в более благоприятных условиях и обеспечивают скол породы в режиме объемного разрушения. Углы конусности промежуточного 2Ра и периферийного 2Р2 венцов 5 и 6, так же как и вылет зубчатых элементов 7, выбирается в зависимости от свойств разбуриваемых пород, причем чем более твердые породы, тем меньше

Литература:

1. Сериков Д.Ю. Разработка конструкции и технологии изготовления бурового инструмента для РТБ с центробежно-объемно-армированным вооружением: дисс. канд. техн. наук. - М., 1992.

2. Сериков Д.Ю., Пиканов К.А. Повышение качества проектирования вооружения бурового инструмента // Управление качеством в нефтегазовом комплексе. - 2014. - № 1. - С. 59-61.

3. Сериков Д.Ю., Пиканов К.А. Методика определения положения мгновенной оси вращения шарошки бурильного инструмента // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2014. - № 5. - С. 20-22.

4. Стеклянов Б.Л. Повышение эффективности породоразрушающих буровых инструментов на основе сравнительного анализа кинетических характеристик их вооружения: дисс. докт. техн. наук. - Ташкент, 1988.

5. Ясашин В.А., Макаров Н.Г., Сериков Д.Ю. и др. Долото для реактивно-турбинного бурения. Пат. РФ на изобр. № 2090733, опубл. Б.И. № 26 от 20.09.1997.

6. Реактивно-турбинное бурение // Труды ВНИИБТ. - 1967. - Вып. 18. - С. 2-48.

7. Харин О.Н. Лекции по теоретической механике: Учебное пособие. - М.: ГУП Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2001. - Ч. 1.

References:

1. Serikov D.Yu. Razrabotka konstrukcii i tehnologii izgotovlenija burovogo instrumenta dlja RTB s centrobezhno-ob'emno-armirovannym vooruzheniem. Diss. kand. tehn. nauk. [Development of manufacturing design and technology of the drilling tool with a centrifugal three-dimensional reinforced cutting structure for reactive turbo drilling. Thesis of Candidate of Science (Engineering)]. Moscow, 1992.

2. Serikov D.Yu., Pikanov K.A. Povyshenie kachestva proektirovanija vooruzhenija burovogo instrumenta [The drilling tool cutting structure designing quality improvement]. Upravlenie kachestvom v neftegazovom komplekse - Quality Management in the Oil and Gas Complex, 2014, No. 1. P. 59-61.

3. Serikov D.Yu., Pikanov K.A. Metodika opredelenija polozhenija mgnovennoj osi vrashhenija sharoshki buril'nogo instrumenta [The drilling tool roller cutter instantaneous axis position determination method]. Stroitel'stvo neftjanyh igazovyh skvazhin na sushe i na more - Construction of Oil and Gas Wells Onshore and Offshore, 2014, No. 5. P. 20-22.

4. Steklyanov B.L. Povyshenie jeffektivnostiporodorazrushajushhih burovyh instrumentovna osnovesravnitel'nogo analiza kineticheskih harakteristik ih vooruzhenija. Diss. dokt. tehn. nauk [Drill through tool efficiency improvement based on the comparative analysis of their cutting structure kinetic performance. Thesis of Doctor of Science (Engineering)]. Tashkent, 1988.

5. Yasashin V.A., Makarov N.G., Serikov D.Yu. et al. Doloto dlja reaktivno-turbinnogo burenija [Bit for reactive turbo drilling]. The Patent of the Russian Federation for Invention No. 2090733, published by B.I. No. 26, dated 20.09.1997.

6. Reactive turbo drilling [Reaktivno-turbinnoe burenie]. Trudy VNIIBT - The works of VNIIBT (All-Union Scientific-Research Institute of Drilling Equipment), 1967, Issue 18. P. 2-48.

7. Kharin O.N. Lekciipo teoreticheskojmehanike [Lectures on the theoretical mechanics]. Tutorial. Moscow, Oil and Gas Unitary Enterprise Publishing House of Gubkin Russian State University of Oil and Gas, 2001. Part 1.

высота вылета зубков и меньше разница между углами конусности венцов 4, 5 и 6.

Таким образом, оснащение буровых долот шарошками с новой перспективной геометрией разнонаправленного твердосплавного вооружения позволит значительно повысить эффективность

их работы за счет обеспечения равномерного износа зубьев всех венцов вооружения, снижения энергоемкости процесса разрушения породы, повышения механической скорости бурения, а также в конечном счете снизить стоимость проведения буровых работ способом РТБ.